автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Исследование современного состояния и перспективных направлений развития электроэнергетической системы Непала с учетом энергосбережения

3 ОН

На правах рукописи

О Ю Ь &>-9 /

ГАНЕШ Прасад Покхарел

ИССЛЕДОВАНИЕ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ НЕПАЛА С УЧЁТОМ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ

Специальность: 05.14.02 - Электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва

2000

Работа выполнена на кафедре "Электроэнергетические системы" Московского энергетического института (Технического университета).

Научный руководитель:

кандидат технических наук, профессор С.В. Надеждин

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Т.Е. Лещинская

кандидат технических наук В.И. Зотов.

Ведущая организация:

ОАО "Институт Энергосетьпроект", г. Москва

Защита состоится 15 декабря 2000 г. в 16 час. 30 мин. в аудитории Г-200 на заседании диссертационного Совета К 053.16.17 Московского энергетического института (Технического университета) - по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 17, 2-й этаж, корпус "Г'.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью, просим присылать по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый Совет

МЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Автореферат разослан

2000 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета

К 053.16.17

Сыромятников С.Ю.

А- V % Л П

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Непал в ряду развивающихся стран выделяется многими уникальными гобенностями своей истории (никогда не был колонией), географии (Гималаи), эседства (между Китаем и Индией), приверженности населения атриархальному образу жизни, связанной с сельским хозяйством, отсутствия ыхода к морю.

Непал обладает колоссальными гидроэнергетическими ресурсами, анимая второе место в мире. В стране создана и функционирует Единая [ациональная Энергетическая система Непала. Развитие электроэнергетики лужит первейшим условием быстрого и успешного развития промышленности сельского хозяйства, роста благосостояния народа. Однако нехватка лектроэнергии, частые перебои электроснабжения, искусственное ограничение оста электропотребления и значительное отставание от долгосрочной рограммы ввода новых генерирующих мощностей, сохранение потерь лектроэнергии на уровне 25% стали характерными особенностями лектроэнергетической системы (ЭЭС) Непала.

Существующие долгосрочные планы Непала по энергетическому 1азвитию составлены ориентировочно без учёта конкретных условий страны. 1роцесс планирования энергетики должен начинаться с определения и фогноза потребности в электрической энергии, учета имеющихся в стране нергетических ресурсов и возможности их использования. Важным элементом шанирования является разработка направления развития энергетики, »боснование плановых показателей и заданий по финансовым ресурсам, 1зыскания путей и возможностей энергосбережения.

Поэтому ЭЭС Непала нуждается в кардинальном изменении ехнического, экономического и коммерческо-финансового аспектов при )азработке перспективных планов по развитию электроэнергетики страны.

Изложенные выше положения характеризуют несомненную актуальность 1селедуемой темы.

Целью работы является исследование современного состояния 1 перспективных направлений развития ЭЭС Непала с учетом энергосбережения.

Для достижения этой цели были поставлены и решены следующи основные задачи:

- анализ современного состояния экономики и энергетики страны;

- исследование направлений развития энергетики страны;

- разработка моделей выявления перспективного спроса н электрическую энергию;

- исследование направлений энергосбережения;

- оценка экономической эффективности сценариев развита основных сетей ЭЭС Непала.

Методы исследования. При выполнении исследований использование методы прогнозирования, численные методы расчётов установившихся переходных режимов ЭЭС с применением современных ЭВМ, методы оценк экономической эффективности технических решений по интегральны! критериям.

Научная новизна работы состоит р следующей:

1. Систематизирован и обработан в соответствии с поставленным: задачами обширный статистический материал, собранный автором й Непале На основе обобщения этого материала построены и проанализированы график нагрузок, что позволило провести глубокий анализ состояли электроэнергетики страны. Установлено, что максимальная пиковая нагрузк ЭЭС Непала на 75% определяется расходами на освещение и покрывается з счет получения дополнительной электроэнергии из Индии или отключени потребителей.

2. Предложена аналитическая модель выявления перспективного спрос на электроэнергию в стране. Эта модель учитывает целый ряд дополнительны: факторов, влияние которых может изменить тренд электропотребления о оптимистического сценария развития до пессимистического.

3. На основе анализа расчетов установившихся режимов предложен!

травления развития сети 132 кВ и возможные эффективные направления гергосбережения: снижение потерь мощности, уменьшение расхода пиковой ощности и годовой энергии на освещение, изменение тарифной политики.

4. Проведены расчеты статической и динамической устойчивости по редложенному варианту схемы сети ЭЭС Непала и дана оценка адномической эффективности усиления системообразующей сети по нтегральным критериям.

Практическая ценность работы. Обобщён большой статистический атериал, собранный автором, анализ которого позволил предложить ффективные направления инвестиционных вложений: ускоренный ввод рупных ГЭС вместо мелких дизельных электростанций (ДЭС), компенсация еактивной мощности, введение новой тарифной сетки, замена ламп акаливания на компактные люминесцентные, заключение договорных тношений с ЭЭС Индии по продаже и покупке электроэнергии. Реализация о лученных результатов может дать существенный экономический эффект, езультаты работы могут быть использованы в качестве одного из сценариев аз вития энергетики Непала правительственными организациями.

Достоверность. Достоверность разработанной автором аналитической годели прогнозирования электропотребления подтверждается совпадением ^считанного тренда по среднему сценарию с показателями государственного тана. Достоверность сделанных в работе выводов о существующем дефиците енерирующей мощности подтверждается практикой систематических включений потребителей в часы прохождения пика в ЭЭС Непала.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы юкладывались и обсуждались на заседаниях кафедры "Электроэнергетические истемы" МЭИ 7 июня 2000 г. и 15 ноября 2000 г.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх лав, заключения, списка литературы из 106 наименований и двух приложений. Основной текст диссертации содержит 164 страницы машинописного текста, шлюстрирован 27 рисунками и 37 таблицами.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, раскры вается её значимость, определяется цель и задачи работы, перечисляютс: положения, отражающие научную новизну и даётся краткое содержание гла] диссертации.

В первой главе приводятся краткие сведения о Непале, восполняющи пробел в информации о состоянии экономики и электроэнергетики страны Даны характеристики производства и потребления электроэнергии.

Единая национальная система сегодня способна снабжать лишь 15 ° населения страны. Это связано с тем, что основная восточная часть ЭЭ< является конценгрованным районом электропотребления, а крупны электростанции удалены от неё на большие расстояния и почти не имею местной нагрузки.

Анализ данных по табл. 1 и 2 показывает, что страна на пороге третьег тысячелетия не смогла реализовать даже 1 % имеющихся ресурсов в польз своего процветания. Поэтому народу Непала приходится работать на чужу] экономику, отдавая 40 % годового дохода на привоз керосина и других виде топлива. Выявлено, что в настоящее время основным источником энергии стране является биогаз.

В Непале практикуется английская шкала номинальных напряжений. В( основные электростанции и потребители соединены электрическими сетями 13: 66, 33, 11 кВ и объединены в единую энергетическую систему. Суммарн; протяжённость линий 132 - 33 кВ 2901 км, из них 1221 км - 132 кВ, 332 км - 66 к и 1349 км-33 кВ.

Общая установленная электрическая мощность всех ГЭС на 1997/1998 г составляла 253 МВт или 0,3% от общего потенциала непальских гидроресурсо Из этой мощности 248,185 МВт 98 %) распределяется по националы« единой энергосистеме. Остальная часть - 4,43 МВт вырабатывается на маль ГЭС и распределяется локально. Суммарная установленная мощность всех ДЭ 48 МВт.

Таблица 1.

Теоретический гидропотенциал Непала (в тыс. МВт).

Речные бассейны. Площадь более 1000 кв. км Площадь менее 1000 кв. км Сумма

1. Коши 18,75 3,60 22,35

2. Гандаки 17,95 2,70 20,65

3. Карнали и Махакали 32,68 3,50 36,18

4. Южные реки 3,07 1,04 4,11

Всего 72,45 10,84 83,29

Таблица 2.

Существующие и строящиеся электростанции (на 1996/97 гг.).

Существующие гидростанции (240,95 МВт)

Название /мощность, МВт/, год ввода

1. Панаута /2,4 = 3 * 0,8/ 1965г.

2. Трисули /21 =7*3,0/ 1967г.

3. Сункоши /10,05 = 3 » 3,35/ 1972г.

4. Гандак /15 = 3 * 5,0/ 1979г.

5. Кулекхани-1 /60 = 2*30/ 1982г.

6. Девигхат /14,1 = 3 * 4,7/ 1983г.

7. Кулекхани-2 /32 = 2* 16/ 1986г.

8.Марсянгди /69 = 3 * 23/ 1989г.

9. Андхи Кхола /5.1 «= 3 * 1,7/ ВРС, 1991г.

10. Джимрук /12,3 = 3 * 4,1/ ВРС

В стадии строительства (280,2 МВт)

И. Пува Кхола /6,2/- CWHEC-Laxmi J/V (Китай-Непал).- 9 млн. $.США.

12. Кхимти Кхола /60/- HPL (Statkraft ABB and Kvaemer- Норвегия и ВРС- Непал).- 138,6 млн. $ США.

13. Моди Кхола /14/- NEA Непал и Корея (firm under an agreement with KOICA).- 24 млн. S.CUIA.

14. Чилиме /20/- NEA (51 %) and general public.-25 млн. S.CUIA.

15. Кали Гандаки-А /144/- OECF Япония, MKI, SpA Италия и HMG Непал-,452,8 млн. $.США.

16. Вотекоши /36/- ВКРС (RDC and Panda lnt'1 США и НГРС Непал)- 95,2 млн. $.США.

Дизельные - существующие

Название (мощность, МВт)

1. Махендра, Катманду /1,728/ 2. Биратнагар /1,028/

3. Хетауда /15,96/ 4. Марсянгди /2,25/

5. Духаби /26/ 6. Илам /0,2/

7. Салян /0,1/ 8. Духаби /13/ (в стадии строит-ва)

Энергосистема Непала имеет связь с энергосистемой Индии. 13 южных подстанций (ПС) ЭЭС Непала соединены с энергосистемой Индии, в основном через сети 33 кВ и ещё 2 подстанции - через сети 132 кВ. При этом необходимо подчеркнуть, что фактически речь об экспорте или импорте не идет, так как отсутствуют понятия балансовой надёжности, т.е. критерия договорных' перетоков.

Изменение потребляемой электроэнергии и рост пиковой мощности в 1989 -97 гг. даны в табл. 3 (годовой баланс электроэнергии).

Таблица 3.

Рост потребленной электроэнергии и пикового спроса мощности по годам.

Наименование 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997

Пик спроса (МВт) 150 176 204 216 214 231 244 275 300

2 энергия (ГВт.ч) 672,3 773,9 906,3 981,1 963,4 1030,9 1117,4 1262 1336

1. ГЭС 558,3 712,3 870,2 870 804,1 835,5 848,7 1073 1085

2. ДЭС - 0,9 0,8 31,5 47,3 62,2 80,9 36 40

3. Покупка 114 60,7 35,3 79,6 112 133,2 187,8 153 211

З.а. из Индии 114 60,7 33,7 54,9 82,2 102,8 113,8 73 129

З.б. из компании ВРС - - 1,6 24,7 29,8 30,4 74 80 82

В работе по собранным статистическим данным проведен подробны: анализ графиков нагрузок и годового электроэнергетического баланс энергосистемы страны. Выявлено, что без импорта электроэнергии из Индии последние годы ЭЭС Непала не в состоянии обеспечивать максимальны пиковые нагрузки в зимний и летний периоды. Намерения стран, записанные договоре 1997 г. до сих пор не реализованы. Обмен электроэнергией носи случайный характер и не соответствует финансовым интересам Непала.

За последние 10 лет генераторные мощности увеличивались тольк вводом мелких ДЭС и ГЭС. В результате в ЭЭС отсутствует ремонтный резер] искусственно сдерживается рост элекгропотребления при постоянном рост населения и соответствующем росте потребности.

График нагрузки (рис.1), построенный для 1996/97 гг., типичен щ развивающихся стран и имеет вечерний пик нагрузки в 18.30 часов и

ренний пик в 8 часов, который на 30+40% ниже вечернего.

МВт

280

263,4

240 -

200 ■

160 -

120

80 -I

40

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Час.

—♦—Суммарный —а— Южный регион'

Регион Багмати'

'ис.1. Суточный график потребления электроэнергии в энергосистеме Непала в течение зимнего периода (* - регион вокруг столицы Непала -Катманду, ** - регион, примыкающий к границе Индии).

В табл.4 приведены средние значения спроса и выработки электроэнергии ю месяцам прошлых лет. По данным прошлых лет в Непале наблюдается на гервый взгляд не очень понятная картина. Дело в том, что ограничение готребления в Непале происходит не в период сезонного максимума, т.е. в шваре или феврале, а в апреле или мае. Это связано с тем, что в холодные чесяцы Непал получает электроэнергию из Индии, так как в это время в Индии погода считается относительно благоприятной. В апреле или мае Индия из-за жаркой погоды не может удовлетворить спрос даже у себя в стране, не говоря об экспорте в Непал. Энергосистема Непала обеспечивает баланс в этот период отключением части потребителей.

Анализ прошлых лет показывает, что такое вынужденное отключение потребителей приводит к минимальному ежегодному росту производства и тормозит процесс развития.

Например, в апреле-мае 1996/97 гг. по сравнению с 1995/96 гг. произошли изменения, показанные в табл.5.

Таблица 4.

Сезонное отклонение пика нагрузки и выработки электроэнергии о' среднегодового уровня, %.

Месяцы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

*Пик нагрузки + 6,0 + 5,2 + 3.8 1,7 2,5 4,0 2,9 4,2 3,7 3,2 + 2,5 + 3,7

^Выработка электроэнергии + 1,2 + 0,8 + 0,2 0,4 0,4 0,3 0,1 2,0 0,2 0,5 0,4 + 0,5

(*) - средние значения от 1987/88 гг. до 1996/97 гг.

Таблица 5.

Влияние отключения электроэнергии на потребительские сектора.

Потребительский сектор Норма роста, %

Бытовой + 1,1

Индустрия -10,2

Коммерция + 0

Другие + 48

Итого с учетом удельного веса каждого сектора + 1,0

Как следует из табл. 5, в основном пострадала индустрия. Из 80( предприятий в стране подвергаются наибольшему влиянию цементные I текстильные предприятия и металлургия.

Во второй главе исследуются эффективные направления развития ЭЭС Непала. С целью совершенствования плана энергетического развитш предлагается аналитическая модель выявления перспективного спроса.

Предлагаемая аналитическая модель (рис. 2), учитывает многие факторь при определении уровня и структуры спроса на электроэнергию, например макроэкономика; демография и жилищная проблема; состояние процесс; электрификации; миграционная проблема между регионами и странами; видь оборудования конечных потребителей; состояние электрической сети; уровеш тарифа; обеспеченность регионов энергоресурсами и важность электроэнергии дм этих регионов; уч&т общественно-политической ситуации в стране, из-за которое

могут меняться приоритетные планы государства в области электрификации и экономики страны в целом.

Главными аспектами этой модели являются:

выбор сценария, построенного на последовательных гипотезах по экономике, демографии, состоянию энергетики и электрификации по всей стране;

естественная дифференциация на сектора жилой и остальной (отрасли промышленности, услуги, сельское хозяйство), каждый из которых рассматривается в отдельности в зависимости от вклада в национальный валовый продукт (ВНП).

Рис. 2. Структура аналитической модели

После этих прогнозов выявляется спрос на ввод новых мощностей с учётом общих предположений об уровне потерь и пиковой нагрузки.

При прогнозировании рассматриваются существующая единая энергосистема Непала и её связи с энергосистемой Индии. Прогнозы сделаны по трём сценариям: оптимистический, пессимистический и средний, как с учётом развития экономической деятельности, демографии и электрификации, так и с учётом общественно-политической ситуации в стране. Соответствующие прогнозы по генерации энергии и пиковой нагрузке показаны на рис. 3.

При разработке трендов был принят во внимание ряд факторов, например

такие:

1. Общее соотношение между спросом и ВНП на душу населения

С= [Во]" , кВт.ч., (1)

где а - фактор эластичности; Во -ВНП на душу населения. В расчетах значение а принято равным 2 до 2005 г. и равным 1,5 до 2010 г. для учёта ожидаемого роста числа электрифицированных кухонь.

2. Годовой расход электроэнергии в жилом секторе определялся

. С = Со-/(х),кВт.ч., (2)

где С - ежегодные расходы на семью; Со - средний расход на семью; х -процент семей с высоким доходом.

3. Спрос по потребительским секторам в течение изучаемого периода, который определялся следующим уравнением:

Ссек = I -Р, кВт.ч., (3)

где I - интенсивность использования электроэнергии, которая может увеличиваться с модернизацией средств производства или уменьшаться в случае внедрения энергосберегающей технологии; Р - производство единицы продукции.

4. Годовое энергоиспользование на абонента в различных областях вычислялось по следующему соотношению:

С| = Со • — 4Ц-,кВт.ч„ (4)

В0 Лхо/

где С1- годовой спрос на абонента для 2010 г.; Со - годовой спрос на абонента для 1996 г.; В1- годовой ВНП на душу населения в течение 2010 г.; Во - годовой ВНП на душу населения в течение 1996 г.; х, - норма электроснабжения в 2010 г.; хо -норма электроснабжения в 1996 г.

6000

т а> о г- ся т а Ф ф о о о о о) о аз и) о о о о -

1300 1200 1Ю0 (5 юоо £

900

шит пессимистический сценарий энергии НШ средний ВЭ оптимистический —А- пессимистический

—X— средний сценарий нагрузки —I— оптимистический

Рис. 3. Сценарии роста выработки электроэнергии и пиковой мощности нагрузки

Были проведены расчёты по статической и динамической устойчивости с целью обоснования вариантов усиления электрической сети Непала. Техническая экспертиза на основе проведенных расчётов подтверждает необходимость усиления электрической сети для оптимизации токовой загрузки по ветвям и уровня напряжений в узлах нагрузки.

Предложены дифференциация тарифов и энергосбережение как средства выравнивания остро-пикового графика нагрузки, характерного для развивающихся стран. В качестве способов снижения расхода электроэнергии предлагаются снижение потерь мощности и экономия электроэнергии на освещение.

В третьей главе исследуются способы и направления энергосбережения. Для различных случаев анализируются результаты расчётов режимов и потерь мощности, которые сопоставляются с отчётным уровнем потерь мощности и энергии в ЭЭС Непала. На рис. 4 показаны отчётные потери в энергосистеме Непала за последние 22 года.

Проведенные расчёты режима максимальных нагрузок электроэнергетической системы Непала по состоянию на 1997 г. показали, что без помощи со стороны Индии и получения по существующей межсистемной связи от её региональных систем, примыкающих к южной границе Непала, необходимой дополнительной активной и реактивной мощностей режим в область существования не входит. Но при этом остаются низкими уровни напряжения в узлах нагрузки восточного региона (на 10% ниже номинальных).

35,0 7 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0

%

10

15

20 25

годы (1974-1997)

Рис.4. Уровень потерь электроэнергии в ЕЭС Непала по годам.

По плану предполагается, что к 2003 г. будет полностью закончено строительство ГЭС Калигандаки-А с вводом 144 МВт генераторных мощностей.

Расчёты установившихся нормальных и послеаварийных режимов и статической и динамической устойчивости ЭЭС Непала и ЭЭС Индии на уровне нагрузок 2003 г. и с учётом ввода ГЭС Калигандаки-А дали следующие результаты. Загрузка отдельных участков системообразующей сети 132 кВ приближается к предельным по нагреву величинам. Так, например, на участке ГЭС Калигандаки-А - подстанция Бутвал нагрузка составила 105 МВт, т.е. превысила допустимую по нагреву. Уровни напряжения в нагрузочных узлах

снижаются более, чем на 10% номинальных. Потери мощности в сетях 132-33 кВ составили 40,6 МВт или 7,6% передаваемой мощности.

В связи с полученными результатами, давшими техническое обоснование необходимости развития сети, в работе рассмотрены предложенные автором три варианта, а именно:

- сеть остается без изменения, но устанавливаются дополнительные источники реактивной мощности (ИРМ);

- проводится усиление сети за счет сооружения второй цепи линии 132 кВ на участке ГЭС Калигандаки-А - ПС 132 кВ Дхалкебар и устанавливаются дополнительные ИРМ;

- усиление сети достигается переводом на 230 кВ участка сети ГЭС Калигандаки-А - ПС Дхалкебар и устанавливаются дополнительные ИРМ.

Величины потерь мощности, потерь энергии и мощности дополнительных ИРМ по рассмотренным вариантам приведены в табл. 6.

Таблица 6.

Потери мощности, потери энергии и мощности дополнительных ИРМ по рассмотренным вариантам.

0 ирм, Мвар АР, МВт АЭ, млн. кВт. ч/год

Рекомендуемая схема сети - 40,6 122,0

Дополнительная установка ИРМ 76,3 37,6 112,8

Дополнительная В Л 132 кВ и ИРМ 22,3 28,7 86,1

Дополнительная В Л 230 кВ и ИРМ 20,4 30,5 91,5

Как видно го приведенных данных, наиболее простым для реализации на данном этапе является вариант 1 - установка 76,3 Мвар дополнительных источников реактивной мощности, что не требует сооружения сетевых объектов. Однако с целью ликвидации перегрузки отдельных участков сети целесообразно в качестве рекомендуемой принять к реализации схему сети по варианту 2, в котором мощность дополнительных ИРМ составит 22,3 Мвар.

Сооружение второй цепи линий 132 кВ сводится в Непале к подвеске на имеющихся двухцепных опорах вторых цепей, что существенно снижает расходы.

В третьей главе дается также краткая методология дифференциации тарифов и проводится подробное исследование эффективности использования компактных люминесцентных ламп вместо традиционных ламп накаливания.

В четвертой главе дана оценка экономической эффективности сценариев развития основных электрических сетей Непала. Проведены экономическая и коммерческая экспертизы предлагаемых вариантов развития. В основном акцент делается на экономические расчёты. Расчёты проведены с учётом рыночных условий по интегральным критериям оценки экономической эффективности:

• Чистый дисконтированный доход (ЧДД) (Net Present Value)

• Индекс доходности (ИД) (Cost Benefit Ratio).

Дисконтированные затраты рассчитывались по следующей формуле:

Т, Т2

С =ZK,(l+r)-' + ERz(l+r)"z

t=l z=l (5)

Дискутированная величина системного экономического эффекта рассчитывалась по следующей формуле: Т2

И = И(AOz + AXz) (1+т)-2

z=l , (6)

где t - годы строительства объекта; z - годы эксплуатации объекта; Тр год завершения строительства; Т2 - год завершения жизненного цикла объекта; К, -капиталовложения в год t; Д02 - снижение затрат на производство электроэнергии в год z по сравнению с базовым вариантом (снижение стоимости сетевых ограничений и потерь); ДХг -снижение величины ущерба у потребителей в год z; Rz - эксплуатационные издержки (затраты на техобслуживание и накладные расходы); г - ставка дисконтирования.

При расчете ЧДЦ и ИД в экономической экспертизе ставка дисконтирования принималась равной стоимости капитала, определяемой как норма рентабельности, необходимая для привлечения заемного и/или акционерного

капитала в компанию. Эта величина была использована для представления стоимости капитала на перспективу.

В ряде развитых стран стоимость капитала принимается на уровне 7%. В Непале в настоящее время в силу нестабильности макроэкономической ситуации она должна быть значительно выше и была принята равной 10 %.

Величина ЧДЦ находилась как разность между дисконтированным системным эффектом и дисконтированными затратами:

ЧДЦ =В\Г=ГГ-С\Г=ГГ. (7)

Если ЧДЦ для данного варианта развития (усиления) положительный, то вариант целесообразен. В противном случае вариант нецелесообразен.

ИД - отношение дисконтированного системного эффекта к общим дисконтированным затратам: В\г=г

ИД=?^. (8)

<-" I Г=ГГ

При ИД>1 вариант принимается к дальнейшему рассмотрению.

В табл. 7. приведены некоторые итоговые показатели для обоснования сооружения ВЛ 132 кВ между Непалом и Индией.

Таблица 7.

Итоговые показатели обоснования сооружения В Л 132 кВ между Непалом и Индией.

Объем передаваемой электрической энергии, млн. кВт.ч. 250

Потери электрической энергии, млн. кВт.ч. 9,6

Капитальные вложения, всего (тыс. долларов) В т.ч. ВЛ 12376

ПС 608

Эксплуатационные издержки, (с амортизацией), в % ВЛ 347

ПС 57

Затраты на компенсацию потерь энергии 43,2

Себестоимость электроэнергии, цент/кВт.ч Тариф, цент/кВт.ч Тариф на передаваемую электроэнергию, цент/кВт.ч 2,9 6,2 7,3

Как показали выполненные расчёты экономической эффективности, дисконтированный срок окупаемости сооружения указанной ВЛ 132 кВ

составит около одного года. Динамика чистого дисконтированного дохода приведена на рис. 5.

млн.долл

Годы

рис. 5. Дисконтированные денежные потоки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Собранные автором и проанализированные сведения о состоянии ЭЭС Непала позволяют сделать следующие выводы:

- годовой рост спроса на электроэнергию в 1993-97 гг. составил 14%, к 2005 г. максимальная мощность составит 610 МВт;

- с 1991 г. не была введена ни одна крупная ГЭС, задерживается ввод первых агрегатов ГЭС Калигандаки-А, прекращено строительство ГЭС Арун-3;

- баланс активных мощностей предельно напряжен: нет резервных ремонтных мощностей, пиковая нагрузка превышает суммарную установленную мощность и покрывается за счёт импорта из Индии или систематических внеплановых отключений нагрузки;

- вынужденный ввод ДЭС привел к росту импорта нефтепродуктов и расходу на нужды энергетической отрасли 40% доходов от туризма и экспорта;

- системообразующая сеть 132 кВ состоит из участков, максимальная нагрузка по которым превышает экономически целесообразную и ограничивает выдачу располагаемой реактивной мощности;

- небаланс реактивных мощностей и отсутствие РПН и других средств регулирования на ПС 132 кВ приводит к снижению напряжения на шинах 33 кВ и ниже удаленных ПС, превышающему 10% номинального.

2. Проведенные расчёты, исследования и анализ результатов обосновывают необходимость и техническую и экономическую целесообразность разработки перспективных направлений развития ЭЭС Непала: объединение с северными региональными ЭЭС Индии, укрепление системообразующей сети 132 кВ, установки на восточных ПС ЭЭС дополнительных батарей конденсаторов, проведение полигики энергосбережения.

3. Предложена и программно реализована аналитическая модель выявления перспективного спроса на электроэнергию в Непале до 2010 г. Расчетами получены тренды для трёх стратегий развития - оптимистического, пессимистического и среднего. Средний тренд совпадает с государственным энергетическим планом.

4. Проведенными расчетами установившихся режимов, статической и динамической устойчивости обоснованы предложенные перспективные направления развития. Доказано, что изолированная ЭЭС Непала сегодня не в состоянии удовлетворять потребности страны. Межсистемные связи с ЭЭС Индии должны быть подкреплены контрактами и обеспечивать экспорт и импорт электроэнергии. Одновременно с этим в рамках реальной политики энергосбережения должно быть обеспечено снижение потерь электроэнергии с помощью технических безресурсных мероприятий и установки дополнительных компенсирующих устройств.

5. Проведенными исследованиями выявлено, что осветительная нагрузка составляет около 75% суммарной активной пиковой мощности ЭЭС страны. Анализ суточных и годовых графиков осветительной нагрузки, построенных

автором, и сделанный обзор выпускаемых фирмами осветительных приборов позволили провести расчеты максимальной стоимости экономичных ламп для перспективной замены ими в домах Непала ламп накаливания и величины снижения пиковой мощности нагрузки и электроэнергии, расходуемой на освещение.

6. В работе обосновано, что расчет тарифов в Непале не соответствует мировой практике тарификации электроэнергии. Обоснована тарифная сетка с дифференциацией по регионам страны, времени суток, сменности работы промышленных предприятий и др. Использование новых тарифов будет способствовать энергосбережению и росту электрификации страны.

7. Проведена оценка экономической эффективности предлагаемых направлений развития ЭЭС Непала по современной модели. Полученные результаты подтверждают эффективность создания межсистемных связей ЭЭС Непала с ЭЭС Индии и Бангладеш на напряжениях 132 и 400 кВ.

Основные научные результаты отражены в публикациях:

1. Надеждин C.B., Ганеш Прасад Покхарел. Анализ состояния электроэнергетики Непала, перспективы и возможные направления её развития. -М., 2000. -21 с. -Деп. в Информэнерго 13. 11. 2000. № 3467 -Эн.

2. Ганеш Прасад Покхарел, Надеждин C.B. Методология оценки эффективности развития системообразующей сети Непала. -М., 2000. -21 с. -Деп. в Информэнерго 13. 11.2000. № 3467 -Эн.

Подписано к печати Л.

Печ. л. 1.25

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СТРАНЫ. АНАЛИЗ.

СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ НЕПАЛА.

1.1. Краткие сведения о Непале.

1.1.1. Энергетические ресурсы Непала.

1.1.2. Роль гидроэнергетики для Непала.

1.2. Современное состояние электроэнергетики Непала.

1.3. Анализ графиков производства и потребления электрической энергии. 24 Выводы по первой главе.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРО-.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ НЕПАЛА.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Разработка метода выявления перспективного спроса электроэнергии. 34 2.2.1. Структура аналитической модели.

2.3. Обоснование вариантов усиления сети.

2.3.1. Определение вариантов.

2.3.2. Техническая экспертиза.

2.3.3 Проверка по статической и динамической устойчивости.

2.4. Анализ возможных направлений развития.

Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ И НАПРАВЛЕНИЙ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ. 57 3.1 .Потери электроэнергии в ЭЭС Непала и стратегия их снижения.

3.1.1. Уровень напряжения и его влияние на потери.

3.1.2. Мероприятия, реализуемые по снижению потерь электроэнергии в передовых странах.

3.1.3. Анализ результатов расчетов.

3.2.Совершенствование тарифов на электроэнергию.

3.2.1. Выравнивание графиков нагрузок.

3.2.2. Модель энергетического рынка в Непале.

3.3. Энергосбережение как результат повышения эффективности осветительных установок.

3.3.1. Постановка задачи.

3.3.2. Определение расчётной осветительной нагрузки.

3.3.3. Определение типа и количества источников света на осветительных установках Непала.

3.3.4. Источники света, применяемые для внутреннего освещения (обзор)

3.3.4.1.Определение верхнего предела стоимости (максимума цены) KJIJIllO

Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЦЕНАРИЕВ РАЗВИТИЯ

ОСНОВНЫХ СЕТЕЙ НЕПАЛА.

4.1. Методология оценки экономической эффективности усиления основных сетей.

4.1.1. Введение.

4.1.2. Экономическая экспертиза.

4.1.2.1. Оценка стоимости капитальных вложений.

4.1.2.2. Оценка эксплуатационных и других затрат.

4.1.2.3. Методы экономической экспертизы.

4.1.2.4. Анализ чувствительности и рисков.

4.1.3. Финансовая экспертиза.

4.1.4. Детальное проектирование выбранного варианта.

4.2. Оценка затрат на транзит электроэнергии в Индию.

4.2.1. Исходные предпосылки.

4.2.2. Исходные данные для экономического расчета.

4.2.3. Результаты расчета экономической эффективности сооружения связи 132 кВ в Индию на этапе 2003г.

4.3. Экономическая эффективность сооружения связи 400 кВ в Индию и Бангладеш на перспективу.

4.3.1. Передача электрической энергии в Индию.

4.3.2. Передача электрической энергии в Бангладеш.

Выводы по четвертой главе.

Непал в ряду развивающихся стран выделяется многими уникальными особенностями: своей истории (никогда не был колонией), географии (Гималаи), соседства (между Китаем и Индией), приверженности населения патриархальному образу жизни, связанной с сельским хозяйством, отсутствия выхода к морю.

Непал обладает колоссальными гидроэнергетическими ресурсами, занимая второе место в мире. Однако сегодня страна находится в начальной стадии электрификации. Непал в 1996/97 гг. имел электроэнергетическую систему с установленной мощностью 275 МВт, что составляет 0,33% общего гидропотенциала страны. В стране создано и функционирует Единая Национальная Энергетическая система (ЕЭС Непала). Развитие электроэнергетики служит первейшим условием быстрого и успешного развития промышленности и сельского хозяйства, роста благосостояния народа. Однако нехватка электроэнергии, частые перебои электроснабжения, искусственное ограничение роста электропотребления и значительное отставание от долгосрочной программы ввода новых генерирующих мощностей, сохранение потерь электроэнергии на уровне 25% от отпущенной в сеть стали характерными особенностями ЕЭС Непала.

При планировании энергетики необходимо учитывать конкретные условия каждой страны. Процесс планирования энергетики должен начинаться с определения и прогноза потребности в электрической энергии, учета имеющихся в стране энергетических ресурсов и возможности их использования. Важным элементом планирования является разработка направления развития энергетики, обоснование плановых показателей и заданий по финансовым ресурсам, изыскания путей и возможностей энергосбережения.

Поэтому сегодня ЕЭС Непала нуждается в кардинальном изменении технического, экономического и коммерческо-финансового аспектов при разработке перспективных планов по развитию электроэнергетики страны.

Все отмеченное определяет актуальность выбранной темы.

Целью диссертационной работы является исследование современного состояния и перспективных направлений развития ЮС Непала с учетом решения вопросов по энергосбережению.

Для достижения этой цели были поставлены и решены следующие основные задачи:

- анализ современного состояния экономики и энергетики страны;

- исследование направлений развития энергетики страны;

- разработка моделей выявления перспективного спроса электрической энергии;

- исследование направлений энергосбережения;

- оценка экономической эффективности сценариев развития основных сетей ЕЭС Непала.

Методы исследования: основываются на теории электрических систем, методов прогнозирования, численных методов расчётов установившихся и переходных режимов ЭЭС с применением современных ЭВМ, экономической эффективности технических решений по интегральным критериям.

Научная новизна состоит в следующем:

1. Систематизирован и обработан в соответствии с задачами обширный статистический материал, собранный автором в Непале. На основе статистики построены и проанализированы графики нагрузок, что позволило провести глубокий анализ состояния электроэнергетики страны. Выявлено, что за последние годы потери электроэнергии составляют более 25%, что существенно превышает общемировой уровень.

2. Предложена аналитическая модель выявления перспективного спроса электроэнергии. Осуществлена её реализация - получен долгосрочный прогноз нагрузок по трём сценариям, заметно отличающийся от государственного плана.

3. Анализ графиков потребления выявил 4-5% дефицит мощности в системе при прохождении пика нагрузки и прояснил причину частых отключений потребителей из-за отсутствия возможности импорта из ЭЭС Индии.

4. Исследование установившихся и переходных режимов в существующей ЭЭС и предлагаемых вариантов развития привело к выводу: изолированная надёжная работа ЭЭС Непала без импорта электроэнергии из Индии невозможна, обмены мощностью между системами должны обрести договорную основу, системообразующая сеть Непала и межсистемные связи с Индией требуют усиления, варианты которого предложены и проверены.

5. Предложены на основании расчётов возможные эффективные направления энергосбережения: снижение потерь мощности, уменьшение пиковой мощности и расходов энергии на освещение, изменение тарифов на электроэнергию с учётом времени суток и региона страны.

6. Произведено технико-экономическое обоснование вариантов усиления системообразующей сети по интегральным критериям.

Практическая ценность. Обобщён большой статистический материал, собранный автором, анализ которого позволил предложить эффективные направления инвестиционных вложений: ускоренный ввод крупных ГЭС вместо мелких ДЭС, компенсация реактивной мощности, введение новой тарифной сетки, заключение договорных отношений по продаже и покупке электроэнергии с ЭЭС Индии, замена ламп накаливания на компактные люминесцентные. Реализация полученных результатов может дать существенный экономический эффект и стать одним из сценариев развития энергетики Непала.

Достоверность. Достоверность разработанной автором аналитической модели выявления перспективного спроса электроэнергии подтверждается совпадением рассчитанного тренда по среднему сценарию с показателями государственного плана. Достоверность сделанных в работе выводов о существующем дефиците генерирующей мощности подтверждается практикой систематических отключений потребителей в часы прохождения пика в ЭЭС Непала.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседаниях кафедры электроэнергетических систем МЭИ.

Личное участие в получении результатов, изложенных в диссертации. Автором разработана аналитическая модель выявления перспективного спроса электроэнергии, предложена сетка тарифов с целью выравнивания графиков нагрузки и увеличения степени электрификации страны, произведено технико-экономическое обоснование вариантов усиления системообразующей сети по интегральным критериям.

Объём и структура работы. Диссертация изложена на 196 страницах, включая 156 страниц основного текста (введение, четыре главы, заключение), 27 рисунков, список использованной литературы из 106 наименований и 2 приложения на 31 страницах.

В первой главе «Общая характеристика страны. Анализ современного состояния электроэнергетической системы Непала» приводятся свежие краткие сведения о Непале, восполняющие пробел в информации о состоянии электроэнергетики и страны в целом. Автор по собранным статистическим данным подробно анализирует графики нагрузок, и годовой электроэнергетический баланс энергосистемы страны.

Во второй главе «Исследование направлений развития электроэнергетической системы Непала» показаны особенности электропотребления в Непале, и предложена аналитическая модель выявления перспективного спроса электроэнергии. Дано обоснование вариантов усиления 8 электрической сети Непала и анализируются возможные направления развития. Дифференциация тарифов и энергосбережение рассматриваются как средства выравнивания остро-пикового графика нагрузки, характерного для развивающихся стран. Описывается возможность снижения расхода электроэнергии как результат снижения потерь мощности и экономии на освещение.

В третьей главе «Исследование способов и направлений энергосбережения» анализируется результаты расчётов режимов для различных случаев. Даётся краткая методология по дифференциации тарифов и проводится подробное исследование об эффективности использования компактных люминесцентных ламп вместо традиционных ламп накаливания.

В четвертой главе «Оценка экономической эффективности сценариев развития основных сетей Непала» проведены техническая, экономическая и коммерческая экспертизы предлагаемых вариантов развития. В основном акцент делается на экономические расчёты. Расчёты проведены с учётом рыночных условий по интегральным критериям оценки экономической эффективности.

В заключении сформулированы выводы и предложения по результатам проведённого исследования.

Выводы по четвертой главе

В результате проведенного экономического анализа можно сделать следующие выводы.

В период до 2003 г.

1. Ввод мощности на ГЭС энергосистемы Непала позволит снизить себестоимость электрической энергии с 5,4 до 2,9 цент/кВт.ч.

2. Тариф на электрическую энергию можно будет снизить с 8,5 до 6,2 цент/кВт.ч, что позволит стимулировать потребителей электрической энергии.

3. Затраты на сооружение второй В Л 132 кВ для передачи в Индию электрической энергии в размере 250 млн. кВт.ч, при тарифе 7,3 цент/кВт.ч, окупается в течение одного года.

В перспективе после 2003 г.

4. В перспективе, для осуществления экспорта избытков электрической энергии и мощности в соседние страны, целесообразно сооружение электропередачи переменного тока напряжением 400 кВ, по которым можно передавать мощность 500 МВт (2,5 млрд. кВт.ч) в направлении Индии и 350 МВт (1,75 млрд. кВт.ч) в направлении Бангладеш. При этом тариф на передаваемую электроэнергию от вновь сооружаемых электростанций в Индию может составить 4,7 цент/кВт.ч, а в Бангладеш - 5,1 - 6,5 цент/кВт.ч. При этом можно отметить, что передаваемая в Бангладеш мощность и электрическая энергия

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Собранные автором и проанализированные сведения о состоянии ЭЭС Непала позволяют сделать следующие выводы:

1.1. Годовой рост спроса электроэнергии в 1993-97 гг. составил 14% и к 2005 г. максимальная мощность составит 610 МВт.

1.2. С 1991 г. не была введена ни одна крупная ГЭС, задерживается ввод первых агрегатов ГЭС Калигандаки-А, прекращено строительство ГЭС Арун-3.

1.3. Баланс активных мощностей предельно напряжен: нет резервных ремонтных мощностей, пиковая нагрузка превышает суммарную установленную мощность и покрывается за счёт импорта из Индии или систематических не плановых отключений нагрузки.

1.4. Вынужденный ввод ДЭС привел к росту импорта нефтепродуктов и расходу на нужды энергетической отрасли 40% доходов от туризма и экспорта.

1.5. Системообразующая сеть 132 кВ состоит из участков, максимальная нагрузка по которым превышает экономически целесообразную и ограничивает выдачу располагаемой реактивной мощности.

1.6. Небаланс реактивных мощностей и отсутствие РПН и других средств регулирования на ПС 132 кВ приводит к снижению напряжения на шинах 33 кВ и ниже удаленных ПС, превышающему 10% номинального.

2. Проведенные расчёты, исследования и анализ результатов обосновывают необходимость и техническую и экономическую целесообразность разработки перспективных направлений развития ЭЭС Непала: объединение с северными региональными ЭЭС Индии, укрепление системообразующей сети 132 кВ, установки на восточных ПС ЭЭС дополнительных батарей конденсаторов, проведение политики энергосбережения.

3. Предложена и программно реализована аналитическая модель выявления перспективного спроса электроэнергии в Непале до 2010 г. Расчетами получены тренды для трёх стратегии развития - оптимистического, пессимистического и среднего. Средний тренд совпадает с государственным энергетическим планом.

4. Проведенными расчетами установившихся режимов, статической и динамической устойчивости обоснованы предложенные перспективные направления развития. Доказано, что изолированная ЭЭС Непала сегодня не в состоянии удовлетворять потребности страны. Межсистемные связи с ЭЭС Индии должны быть подкреплены контрактами и обеспечивать экспорт и импорт электроэнергии. Одновременно с этим в рамках реальной политики энергосбережения должно быть обеспечено снижение потерь электроэнергии с помощью технических безресурсных мероприятий и установки дополнительных КУ.

5. Проведенными исследованиями выявлено, что осветительная нагрузка составляет около 75% суммарной активной пиковой мощности ЕЭС страны. Анализ суточных и годовых графиков осветительной нагрузки, построенных автором, и сделанный обзор выпускаемых фирмами осветительных приборов, позволил провести расчеты максимальной стоимости экономичных ламп для перспективной замены ими в домах Непала ламп накаливания и снижения в результате взамен пиковой мощности нагрузки и экономии электроэнергии, расходуемой на освещение.

6. В работе обосновано, что расчет тарифов в Непале не соответствует мировой практики тарификации электроэнергии. Обоснована тарифная сетка с дифференциацией по регионам страны, времени суток, сменности работы промышленных предприятий и др. Использование новых тарифов будет способствовать к энергосбережению и росту электрификации страны.

7. Проведена оценка экономической эффективности предлагаемых направлений развития ЮС Непала по современной модели. Получены результаты, подтверждающие эффективность создания межсистемных связей ЕЭС Непала с ЭЭС Индии и Бангладеш на напряжениях 132 и 400 кВ.

1. Nepal, a profile on trade, investment & tourism, 1998.

2. Nepal and Its Water Resources, Water and Energy Commission Secretariat, Kathmandu, 1988.

3. NEA FY 1994/95 A Year in Review, Nepal Electricity Authority, 1995.

4. Nepal Electricity Authority, a year in review, FY 1996/97.

5. Electricity India -1994, Council of Power Utilities, New Delhi, 1994.6. 14th Power Survey of India, Central Electricity Authority, New Delhi, 1991.

6. Formulation Report on ARUN -3, Nepal Electricity Authority, May 1989.

7. Private sector participation opportunities in the hydropower development of Nepal. EDC, HMG/N, 1992.

8. Hydropower potential of Nepal and opportunities for Nepal- USA cooperation in its development. Vijay Shanker Shrestha, June 1996.

9. Foreign Investment & One Window Policy -1992, His Majesty's Government of Nepal, 1992.

10. Foreign Investment and Technology Transfer Act -1992, His Majesty's Government of Nepal, 1992.

11. Electricity Regulations -1993, His Majesty's Government of Nepal, 1993.

12. Statistical Pocket Book. National Planning Commission Secretarial Central Bureau of Statistics, Kathmandu, Nepal -1996.

13. Electricity Act -1992, His Majesty's Government of Nepal, 1992.

14. Industrial Enterprises Act -1992, His Majesty's Government of Nepal, 1992.

15. Industrial Policy -1992, His Majesty's Government of Nepal, 1992.

16. Hydropower Development Policy -1992, His Majesty's Government of Nepal, 1992.

17. National Environmental Impact Assessment Guidelines -1993, His Majesty's Government of Nepal, 1993.

18. A Report on System Plaining Studies and Investment Program, Nepal Electricity Authority, 1996.

19. Visit Nepal '98. Ministry of Tourism & Civil Aviation, 1998.

20. Pancheshwar Multipurpose Project -Detailed Project Report, Electricity Development Center, Kathmandu, 1995.

21. NEA- Ten Year Transmission and Distribution Plan, Main Report volume 1, January 1991, ElectricitD de France International.

22. NEA- Ten Year Transmission and Distribution Plan, Main Report volume 2, January 1991, ElectricitD de France International.

23. Electricity Load Forecast 1986. Report № PD/SP/430417/1-3. Nepal Electricity Authority, February 1987.

24. Least Cost Generation Expansion Plan. Report № PD/SP/431124/3-1. Nepal Electricity Authority, March 1987.

25. System Look-ahead Report for period 1984/85 to 1993/94. Report: 4/1/060884/1/1. Ministry of Water Resources. Department of Electricity , August 1984.

26. Final Report of Feasibility Study on ARUN -3 Hydroelectric Power Development Project. Nepal Electricity Authority, June 1987.

27. ARUN -3 Reports on Lost Splitting. Nepal Electricity Authority, May 1989.

28. Шрестха Ом Прасад. Некоторые вопросы развития энергетической системы Непала и управление ею. Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук, 1975 г.

29. Кханал Падма Прасад. Закономерности формирования оптимальных параметров и основные алгоритмы автоматизированного проектирования городских распределительных электрических сетей. Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук, 1979 г.

30. Бхатта Говинд Радж. Некоторые вопросы планирования развития электрических сетей Непала. Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук, 1978 г.

31. Гидроэнергетика. Под редакцией В. И. Обрезкова, Москва Энергоиздат 1981г.

32. Грузинский научно-исследовательский институт энергетики и гидротехнических сооружений Груз НИИЭГС. Гидроэнергетическое строительство в горных условиях. Сборник научных трудов, Москва энергоатомиздат 1987 г.

33. Б.К.Максимов, В.В.Молодюк. Работа электростанций на оптовом и потребительском рынках электроэнергии. МЭИ, Москва 1999 г.

34. Баринов В.А. Структуры управления в электроэнергетике. «ЭЛЕКТРИЧЕСТВО» № 1/2000.

35. Прогнозирование развития сложных систем. Ю.Н.Астахов, В.А. Веников, В.В Ершевич, Т.Е. Пашенкова, И.С. Рокотян, Д.А. Фёдоров. Москва 1985.

36. Использование водной энергии. Под редакцией Д.С. Щавелева. «Энергия» Ленинград 1976 г.

37. В.А. Веников, В.Г. Журавлев, Т.А. Филиппова. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. 2-е издание, Москва энергоатомиздат 1990.

38. Технический отчёт о проектировании и строительстве Волжской ГЭС имени В.И. Ленина. Том 1 и 2. Государственное энергетическое издательство Москва 1963 Ленинград.

39. В.М. Горнштейн. Наивыгоднейшие режимы работы гидростанций в энергетических системах. Государственное энергетическое издательство Москва Ленинград 1959 г.

40. С.А. Совалов. Режимы единой энергосистемы. Москва Энергоатомиздат 1983 г.

41. Электрические системы. Электрические сети. Под редакцией В.А. Вени-кова, В.А. Строева. Издание второе. Москва «Высшая школа» 1998 г.43. определение расхода электроэнергии на основе математической модели. Промышленная энергетика № 4,1999.

42. Определение экономической эффективности гидроэлектростанций. /H.H. Кожевников, А.Ю. Александровский, С.А. Чинакаева, Е.В. Чернова. М.: Издательство МЭИ, 1997.

43. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. -М: Энергоиздат, 1981.

44. Богатенков С.А. Повышение эффективности мероприятий по энергосбережению с помощью автоматизированных средств учёта энергии. Промышленная энергетика № 12, 1997.

45. Балевкин И.В. Задач повышения эффективности использования электроэнергии. Промышленная энергетика № 7, 1998.

46. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии. -М.: Энергоиздат, 1985.

47. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и проти-воаварийной автоматики в энергосистемах. М.: Энергоиздат, 1990.

48. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Хачатрян Э.А. Устойчивость нагрузки электрических систем. -М.: Энергоиздат, 1981

49. А. Ольвегард, П. Лангер (Швеция). Определение пропускных способностей межсистемных связей при авариях, СИГРЭ, сессия 1968., доклад № 32-04.

50. Веников В. А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. М.: Высшая школа, 1985.

51. Карташев И. И., Чехов В. И. Статические компенсаторы реактивной мощности в энергосистемах. МЭИ, 1990.

52. Бронштейн Р. А., Федяев И. Б. Автоматическая разгрузка и отключение части гидрогенераторов в электроэнергетической системе. электричество, 1967, № 3.

53. Бабаев С.С. Информационно-измерительное устройство учёта энергии. Проспект ВДНХ СССР. М.: Союзтехэнерго, 1988.

54. Липсиц И.В. Коммерческое ценообразование. -М.: Изд-во БЕК, 1997.

55. Ламакин Г.Н. Экономическая эффективность применения для потребителей двухставочных тарифов на электроэнергию и увеличения числа часов использования максимальной мощности. Промышленная энергетика, 1999.

56. Сибикин Ю., Сибикин М. О важнейших направлениях энергосберегающей политики Российской Федерации. Промышленная энергетика №> И, 1999.59.