Другие

0,0

1,0

5,0

11,0

35

45

43

Жидкие всего,

4787,7

1001,0

621,0

729,0

799

843

875

Каменный уголь, тыс. тонн

4526,0

476,0

189,0

256,0

338

263

271

Газ, млн. м3

3908,0

1215,0

1527,0

1353,0

1305

1145

1206

Дре-на и дре-сные остатки, с/х остатки, тыс. т.у.т

73,5

49,6

111,9

120,8

99

109

129,21

Потребление различных видо различных типов топлива для производства электрической и тепловой энергии, суммарно, тыс. тонн

1990

1994

2006

2007

2008

2009

2010

Ди-ное

62

8

1

1

1

1

1

мазут и др.

2119

331

12

7

10

25

22

каменный уголь

2657

41

4

3

7

9

3

газ, млн. куб м

3239

849

674

620

595

522

537

древесина, тыс. тут

6,266

5,266

7

8

12

15

17

Потребление различных типов топлива для производства только электрической энергии, тыс. тонн

1990

1994

2006

2007

2008

2009

2010

Диз-ное

62

0

0

0

0

0

0

мазут и др.

2119

27

1

0

1

8

3

каменный уголь

2657

0

0

0

0

0

0

газ, млн куб м

3239

138

274

269

240

222

216

древесина, тыс тут

6,266

0

2

3

0

0

0

Потребление различных типов топлива для производства только тепловой и электрической энергии, тыс. тонн

1990

1994

2006

2007

2008

2009

2010

дизельное

0

8

1

1

1

1

1

мазут и др.

0

304

11

7

9

17

19

каменный уголь

0

41

4

3

7

9

3

газ, млн. куб м

0

711

400

351

355

300

321

древесина, тыс. тут

0

5,266

5

5

12

15

17

Таблица 12

Общее потребление различных типов топлива, тыс. т.у.т. уг. экв.

Общее потребление различных типов топлива	1990	1994*	2006	2007	2008	2009	2010
Бенз.	1157,10	305,95	287,10	334,95	361	359,60	329,15
Керос.	99,60	17,40	24,65	31,90	27	30,45	33,35
Диз.топливо	1847,30	572,75	484,30	559,70	595	575,65	669,90
Мазут и др.	3426,37	497,31	23,29	30,14	39	87,68	65,76
СНГ	230,68	30,02	79,00	90,06	100	107,44	113,76
Другие	0,00	1,45	7,25	15,95	52,50	65,25	62,35
Жидкие, всего	6761,05	1424,88	905,59	1062,70	1174	1226,07	1274,27
Каменный уголь	4049,75	416,98	165,56	224,26	286	230,39	237,40
Газ	4509,83	1402,11	1531,36	1526,74	1511	1321,33	1391,72
Древесина и древесные остатки, с/х остатки	73,46	49,64	111,88	120,82	99	109,00	129,21
Всего	15394,09	3293,61	2714,39	2934,51	3069,44	2886,79	3032,60
Потребление различных типов топлива для производства электрической и тепловой энергии, суммарно
	1990	1994	2006	2007	2008	2009	2010
дизельное	89,90	11,60	1,45	1,45	1,45	1,45	1,45
мазут и др.	2903,03	453,47	16,44	9,59	13,70	34,25	30,14
каменный уголь	2327,53	35,92	3,50	2,63	6,13	7,88	2,63
газ	3737,81	979,75	777,80	715,48	686,63	602,39	619,70
древесина	6,27	5,27	7,00	8,00	12,00	15,00	17,00
Всего	9064,53	1486,00	806,19	737,15	719,91	660,97	670,92
твердое	2333,80	41,18	10,50	10,63	18,13	22,88	19,63
жидкое	2992,93	465,07	17,89	11,04	15,15	35,70	31,59
природный газ	3737,81	979,75	777,80	715,48	686,63	602,39	619,70
Потребление различных типов топлива для производства электрической энергии
	1990	1994	2006	2007	2008	2009	2010
дизельное	89,90	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
мазут и др.	2903,03	36,99	1,37	0,00	1,37	10,96	4,11
каменный уголь	2327,53	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
газ	3737,81	159,25	316,20	310,43	276,96	256,19	249,26
древесина	6,27	0,00	2,00	3,00	0,00	0,00	0,00
Всего	9064,53	196,24	319,57	313,43	278,33	267,15	253,37
твердое	2333,80	0,00	2,00	3,00	0,00	0,00	0,00
жидкое	2992,93	36,99	1,37	0,00	1,37	10,96	4,11
газообразное	3737,81	159,25	316,20	310,43	276,96	256,19	249,26
Потребление различных типов топлива для производства тепловой энергии
	1990	1994	2006	2007	2008	2009	2010
ДТ	0,00	11,60	1,45	1,45	1,45	1,45	1,45
мазут и др.	0,00	416,48	15,07	9,59	12,33	23,29	26,03
каменный уголь	0,00	35,92	3,50	2,63	6,13	7,88	2,63
газ	0,00	820,49	461,60	405,05	409,67	346,20	370,43
древесина	0,00	5,27	5,00	5,00	12,00	15,00	17,00
Всего	0,00	1289,76	486,62	423,72	441,58	393,82	417,54

Рисунок 6. Потребление первичного различных типов топлива в Костанайской области, тыс.



Рисунок 7 Изменение доли потребления различных типов топлива на производство электрической и тепловой и электрической энергии

Производство тепловой и электрической энергии с использованием современных технологий снизилось в период с 1994 г. по 2010 г. в три раза при сохранении объемов общего потребления различных типов топлива в 2010 г. практически на уровне 1995 г.

С точки зрения энергосбережения ситуация ухудшилась значительно. Перед службами электроснабжения встала задача экономии затрат на оплату за электропотребление предприятий. Трудность этой задачи заключалась в отсутствии технической базы для ее решения. Сначала экономия достигалась за счет смены старого парка счетчиков на новые с более высоким классом точности и установки примитивных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для смены схемы расчетов за потребление электроэнергии (такие меры приносят экономию от 0.5% до 5-7%). Это экономия получается за счет увеличения точности учета, локализации потерь, но при этом, ни как не рассматривается эффективность потребления электроэнергии.



Рисунок 8. Динамика изменения выработки тепловой и электрической энергии на ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ - Nord, тыс. Гкал

Из приведенных данных таблиц и графиков видно, что выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ за рассматриваемый период с 1994 г. по 2010 г. снизилась:

- на ТЭЦ-1: с 1308480 до 245395 Гкал, т.е. в 5,3 раза;

- на ТЭЦ-2: с 1631600. до 1193417 Гкал, т.е. в 1,36 раза;

- на ТЭЦ-Nord: с 625000 до 198510 Гкал, т.е. в 3,1 раза.

В качестве основного показателя эффективности использования различных типов топлива при производстве электроэнергии используется величина удельных расходов различных типов топлива на выработку 1 кВт.ч, (г.у.т./кВт.ч).

Исходные данные для расчета удельных затрат различных типов топлива на выработку энергии на теплоэлектроцентралях приведены в таблицах 1 2.4 - 1.2.5.

Таблица 13. Потребление различных типов топлива разных типов и объемы произведенной энергии на ТЭЦ

	Потребление /производство	1990	1994	2005	2008	2009	2010
ТЭЦ-1	Мазут и др., тыс. тонн	13,3720	6,1750	0,8804	0,0000	1,1780	0,0000
	Газ, млн. куб м	271,2240	161,0410	84,7716	78,2969	70,0355	51,2116
	Теплоэнергия, Гкал	2249230	1308480	375561	319634	271912	245395
ТЭЦ-2	Мазут и др., тыс. тонн	76,40	53,10	2,904	0,000	9,602	0,000
	Газ, млн. куб. м.	486,100	315,200	326,822	294,796	284,601	304,209
	Теплоэнергия, Гкал	2544700	1631600	1198141	1153843	1126780	1193417
ТЭЦ	Газ, млн. куб. м.	15,700	98,500	44,268	37,819	37,999	41,464
	Электроэнергия, млн. кВт.ч	121,000	87,000	67,786	67,371	66,509	69,961

В связи с отсутствием статистических данных о разнесении в долевом отношении затрат различных типов топлива на выработку электрической и тепловой и электрической энергии в отдельности для каждой станции дальнейший анализ проведен путем приведения выработанной энергии к единой единице измерения, в качестве которой принята единица измерения электроэнергии (кВт.ч).

Аналогичное влияние на уменьшение выработки тепловой и электрической энергии на СЕТ-Nord оказывают задействованные различные ведомственные котельные предприятий и учреждений города, находящиеся в зоне охвата системой централизованного отопления.

3.2 Анализ выработки и потребления электрической энергии

Только на основе надежной и эффективной работоспособной системы обеспечения всех потребителей различных уровней является необходимой энергией и энергетическими ресурсами возможны их жизнь и функционирование как единого территориального комплекса. Политическая и экономическая суверенность государства в целом во многом определяется его энергетической независимостью.



В таблице 2.1 показано, что в период до 2000 г. производство электроэнергии в Костанайской области в целом снизилось от 15487 млн. кВт.ч (в 1990 г.) до 3621,7 млн. кВт.ч (в 2000 г.).

Таблица.14

Производство электроэнергии в Костанайской области, млн. кВт.ч

Север	1990	1994	2005	2006	2007	2008	2009	2010
КТЭЦ-1	207,456	136,472	154,872	148,031	151,879	140,269	135,562	94,933
КТЭЦ-2	1311,214	880,391	854,493	818,379	805,412	755,298	754,555	782,418
БТЭЦ	121,052	87,149	67,786	74,68	67,701	67,371	66,509	69,959
КоГЭС	37,396	45,956	84,702	76,778	33,286	82,57	54,752	78,989
Бл.-ст. сах. зав.	20,77	10,379	50,121	39,732	26,155	22,205	13,763	31,33
srl Enterprod							1,76	2,121
Всего, ПБ	1697,888	1160,347	1211,974	1117,868	1084,433	1067,713	1026,901	1059,75
Юг	1990	1994	2005	2006	2007	2008	2009	2010
МГРЭС	13569,13	6835,73	2700,881	1373,633	2488,566	2631,224	4862,558	4619,154
ДГЭС	220,23	231,723	295,035	301,132	280,067	312,046	306,997	332,703
Всего, ЛБ	13789,36	7067,453	2995,916	1674,765	2768,633	2943,27	5169,555	4951,857
Всего, область	15487,248	8227,8	4207,89	2792,633	3853,066	4010,983	6196,456	6011,607

Таблица 15

Потребление электроэнергии в Костанайской области, млн. кВт.ч

	1990	1994	2005	2006	2007	2008	2009	2010
Север, итого			3339,46	3534,22	3585,41	3748,92	3687,60	3790,85
Потери ВВЭС			124,87	127,21	251,85	124,72	122,65	123,842
Север, «нетто»			3464,328	3661,434	3837,26	3873,646	3810,24
Север, «брутто»	5596,212	3995,87	3686,245	3871,202	4029,74	4065,89	3979,56	4106,124
Юг, «нетто»			1890,961	1690,08	1948,98	1948	1472,713	1248,431
Юг, «брутто»	4334,99	2264,569	2107,94	1842,326	2132,52	2151	1812,019	1561,041
Область, «нетто»			5355,389	5351,51	5786,24	5822,197	5282,953	5176,247
Область, «брутто»	9931,202	6260,439	5794,185	5713,528	6162,26	6216,89	5791,579	5667,165

Рисунок 9. Динамика производства и потребления электроэнергии (Северная часть области), млн. кВт.ч

Собственная выработка электроэнергии на ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord в сумме составляла в 2010 г. 947,3 млн. кВт.ч, что в долях от общего потребления - всего 23 %. Перед службами электроснабжения встала задача экономии затрат на оплату за электропотребление предприятий. Трудность этой задачи заключалась в отсутствии технической базы для ее решения.

Сначала экономия достигалась за счет смены старого парка счетчиков на новые с более высоким классом точности и установки примитивных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для смены схемы расчетов за потребление электроэнергии (такие меры приносят экономию от 0.5% до 5-7%). Это экономия получается за счет увеличения точности учета, локализации потерь, но при этом ни как не рассматривается эффективность потребления электроэнергии. Для сравнения, общая выработка электроэнергии на теплоэлектроцентралях ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord в 1990 г. была 1478,4 млн. кВт.ч. Сверхтоки технологических перегрузок ( перегрузка приводного механизма или неисправность, пример неисправность подшипников насоса, завал углём дробилки, забивание пылью вентилятора ) защита от перегрузки может действовать на сигнал или на отключение с выдержкой времени. Снижение выработки электроэнергии к 2010 г. на данных теплоэлектроцентралях за указанный период произошло в 1,56 раза.

Таблица 16

Потребление электроэнергии в Костанайской области в 2005-2010 г

Годы	Всего электроэнергия, млн. кВт.ч	Промышленный сектор	Строительный сектор	Транспорт	С/х сектор	Коммерческий сектор	Коммунальный сектор	Бытовой сектор	Прочее
2005	2921	974	10	50	51	90	581	1041	124
2006	2903	932	6	4	10	100	653	1154	155
2007	3364	1049	15	65	50	115	630	1295	145
2008	3428	948	14	62	54	130	711	1371	138
2009	3378	872	13	50	59	171	695	1450	68
2010	4097	975	13	46	54	185	598	1514	101

Источник: Топливно-энергетические балансы РК 2005-2011

Уменьшение выработки электроэнергии происходило на всех теплоэлектроцентралях. В наибольшей мере оно имело место на ТЭЦ-1 и ТЭЦ-Nord (рис. 2.1; 2.2).

Динамика недовыработки электроэнергии на ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord по годам представлена также на рис. 2.3; 2.4



Рисунок 10-11

Произведенная электроэнергия на ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord в период 1995-2010 г.г., млн. кВт.ч и отдельно выработка электроэнергии на ТЭЦ- Nord, млн. кВт.ч



Рисунок 12-13

Величины недовыработанной электроэнергии на ТЭЦ (электрической и тепловой, приведенных к электрическому эквиваленту), млн. кВт.ч

3.3 Оценка итоговых показателей возможного энергосбережения при полной загрузке ТЭЦ

Ответ на вопрос об энергосбережении в системах централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ будет неполным, если рассматривать только тепловую энергию, вырабатываемую ими.

Принципиально важным является то, что на теплоэлектроцентралях производится комбинированно электрическая и тепловая энергия.

Общая недовыработка электроэнергии на ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord составила за период 1990-2010 г.г. 9345 млн. кВт.ч.

Этим источником была Троицкая ГРЭС и энергосистема Российской Федерации. Для ответа на вопрос - выгодно это было или нет с точки зрения общего энергосбережения - является необходимым провести анализ удельных затрат на выработку электрической и тепловой и электрической энергии в Костанайской области. Перед службами электроснабжения встала задача экономии затрат на оплату за электропотребление предприятий. Трудность этой задачи заключалась в отсутствии технической базы для ее решения. Сначала экономия достигалась за счет смены старого парка счетчиков на новые с более высоким классом точности и установки примитивных автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) для смены схемы расчетов за потребление электроэнергии (такие меры приносят экономию от 0.5% до 5-7%). Это экономия получается за счет увеличения точности учета, локализации потерь, но при этом, ни как не рассматривается эффективность потребления электроэнергии.

Размещено на http://www.allbest.ru/

В дополнение к сказанному следует коснуться еще одного вопроса.

Некоторые из специалистов и менеджеров утверждают о том, что на котельных выгоднее производить тепловую энергию, чем на ТЭЦ и в связи с этим отдают предпочтение загрузке в первую очередь котельных, а ТЭЦ - по остаточному принципу.

Это экономия получается за счет увеличения точности учета, локализации потерь, но при этом, ни как не рассматривается эффективность потребления электроэнергии.

Для подтверждения сказанного и наглядной иллюстрации преимуществ ТЭЦ рассмотрим дополнительно следующий пример.

Таким образом, несмотря на то, что величина удельных затрат различных типов топлива на выработку единицы тепловой и электрической энергии на котельных ниже, чем на ТЭЦ примерно на 10,6 % (150-134/150·100%)=10,6 %, все же суммарные удельные затраты различных типов топлива на выработку энергии, приведенной к одному и тому же эквиваленту на ТЭЦ при комбинированной выработке в 1,64 раза ниже, чем в случае раздельного производства тепловой и электрической энергии на котельных и электрической энергии на конденсационных электростанциях.

С точки зрения энергосбережения теплоэлектроцентрали имеют явное преимущество по сравнению с другими источниками.

Учитывая разность удельных расходов различных типов топлива на выработку электрической энергии на конденсационных станциях (360 г.у.т. /кВт.ч) и средних удельных затрат различных типов топлива на выработку электроэнергии на теплоэлектроцентралях, были оценены общие расчетные перерасходованные объемы затрат различных типов топлива на выработку полученных и импортированных в Костанайскую область от КЭС объемов электроэнергии.

Полученные результаты приведены в таблице 3.2 и на рис. 3.4; 3.5. Как следует из этих данных, за рассматриваемый период с 1990 г. по 2010 г. общая недовыработка электрической энергии на ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord составила 9345 млн. кВт.ч, а расчетный перерасход различных типов топлива, затраченного на выработку этого количества электроэнергии на конденсационных электростанциях оценивается величиной 1915 тыс. т.у.т.

Таблица 17. Разность между удельными расходами на производство единицы электроэнергии на конденсационных станциях и на ТЭЦ

		1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003
КЭС	удельный расход на 1 кВт.ч, грамм у.т. /кВт*ч	360	360	360	360	360	360	360
ТЭЦ	Средний удельный расход на 1 кВт.ч, грамм у.т. /кВт.ч	156	152	159	162	170	167	158
	Разность КЭС-ТЭЦ, грамм у.т. /кВт.ч	204	208	201	198	190	193	202
		2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010
КЭС	удельный расход на 1 кВт.ч, грамм у.т. /кВт.ч	360	360	360	360	360	360	360
ТЭЦ	Средний удельный расход на 1 кВт.ч, грамм у.т. кВт.ч	165	161	159	162	160	163	152
	Разность КЭС-ТЭЦ, грамм у.т. /кВт.ч	195	199	201	198	200	197	208

Таблица 18. Расчетный перерасход различных типов топлива из-за недогрузки ТЭЦ и приобретения электроэнергии от конденсационной станции

	1990	1991	1992	1993	1994
Недовыработанный объем электроэнергии на СET-1, СET-2, СET-Nord, млн. кВт*ч	0	220	256	369	503
Расчетный перерасход различных типов топлива на выработку электроэнергии на КЭС, тыс. тут	0	54	58	76	111
	1995	1996	1997	1998	1999
Недовыработанный объем электроэнергии на СET-1, СET-2, СET-Nord, млн. кВт.ч	620	425	393	541	511
Расчетный перерасход различных типов топлива на выработку электроэнергии на КЭС, тыс. тут	136	91	80	112	103
	2000	2001	2002	2003	2004
Недовыработанный объем электроэнергии на ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord, млн. кВт.ч	692	353	491	545	569
Расчетный перерасход различных типов топлива на выработку электроэнергии на КЭС, тыс. тут	137	67	95	110	111

Рисунок 15-16

Потери различных типов топлива из-за недовыработки на ТЭЦ и компенсации выработки за счет конденсационных станций, тыс.

Заключение

В ходе исследований, выполненных при работе над темой данной дипломной работы, были получены некоторые результаты, описанные в главах настоящей работы. Полученные при этом результаты позволяют сделать следующие выводы:

Автономное отопление, которое получило

Широкое распространение среди населения в последние годы, оказывает существенное влияние на процессы развития энергоснабжения потребителей тепловой и электрической энергии, находящихся в зоне действия систем централизованного теплоснабжения, позволили выявить некоторые новые проблемы работы теплоэлектроцентралей и систем централизованного теплоснабжения в целом. Основными проблемами, из числа выявленных, являются уменьшение объемов поставляемой потребителям тепловой и электрической энергии по сравнению с предыдущими уровнями, что влечет за собой существенное уменьшение объемов производства электрической энергии, так как теплоэлектроцентрали, в виду их конструктивных особенностей, являются установками комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

Средние удельные расходы на выработку электроэнергии на ТЭЦ значительно ниже, чем на выработку той же электроэнергии на ТЭС. Для выработки электроэнергии на ТЭС в объеме 9345 млн. кВт.ч потребовалось на 1915 тыс. т.у.т. больше, чем это является необходимым было для выработки того же количества электроэнергии на ТЭЦ. Указанную величину различных типов топлива (1915 тыс. т.у.т.) следует отнести к перерасходу.

Иными словами, если бы на ТЭЦ Костанайской области (ТЭЦ -1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-Nord, млн. кВт.ч) не происходило уменьшение выработки электроэнергии, и объемы производимой ими электроэнергии оставались на уровне 1990 г. (1698 млн. кВт.ч), то экономия различных типов топлива в целом за исследуемый период составила бы 1,9 млн. т.у.т.

При исправлении сложившейся ситуации и дальнейшей скоординированной технической, экономической, а также организационной политике в энергетике, обеспечивающей получение реальной экономии средств, могут быть созданы и формироваться специальные фонды для развития энергетики на базе использования современных высокоэффективных технологий и энергетического оборудования.

Механизм создания и использования указанного фонда требует самостоятельного рассмотрения и разработки с учетом обязательного условия соблюдения интересов всех участников в достижении максимального общего эффекта. Решение указанных задач и достижение поставленных целей возможно при соответствующей координации деятельности всех участников, а возможно, и создании новых организационных и экономических структур, создающих возможности такой координации. 45 ком, столу стульчик.

Список использованной литературы

1. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

2. Бохмат И. С, Воротницкий В. Э., Татаринов Е. П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. - "Электрические станции", 1998, № 9

3. Будзко И.А., Левин М.С. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов. - М.: Агропромиздат, 1985

4. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. - М.: Энергоатомиздат, 1983

5. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6 - 10 кВ. - Электрические станции, 1999, №8

6. Железко Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов. - Электрические станции, 2001

7. Железко Ю.С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения. - Электрические станции, 2001, №8

8. Галанов В.П., Галанов В.В. Влияние качества электроэнергии на уровень ее потерь в сетях. - Электрические станции, 2001, №5

9. Инструкция по снижению технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М., СПО Союзтехэнерго, 1987.

10. Овчинников А. Потери электроэнергии в распределительных сетях 0,38 6 (10) кВ. - Новости ЭлектроТехники, 2003

11. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. РД 34.09.101-94. М., СПО ОРГРЭС, 1995.

12. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Утв. Приказом Федеральной службы по тарифам 6.08.2004г., № 20-э/2.

13. Основы теории надежности. Справочник М. 1988 год.

14. Положение об организации коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке. РАО «ЕЭС России», Москва, 12.10.2001.

15. Правила устройства электроустановок. Шестое издание, с дополнениями. СПб.: Издательство ДЕАН, 2002.

16. Проблемы покрытия переменных нагрузок в энергосистемах. Мн.: Наука и техника, 1965.

17. Управление электропотреблением нефтяных месторождений Западной Сибири. Руководящий документ, Тюмень 1986 год.

18. Абрамович Б.Н., Евсеев А.Н. «Управление режимом напряжения и компенсации реактивной мощности на предприятиях горной промышленности. в сб.: Автоматическое управление энергообъектами ограниченной мощности». - Санкт-Петербург, 1992.

19. Абрамович Б.Н., Полищук В.В., Надежность систем электроснабжения. СПб.: Изд. СПбГГИ (ТУ) 1997.

20. Вентцель Е.С., Овчаров A. «Теория вероятностей и ее инженерные приложения», Наука 1988 год.

21. Воротницкий В.Э., Заслонов С.В., Калинкина М.А. Программа расчета потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ. // Электрические станции, 1999, № 8.

22. Гайдукевич В.И., Мельникова А.А. «Вероятностная обработка осциллограмм электрических величин». М.: Энергия, 1972. -112 с.

23. Горелик Д.Г., Докучаев Ю.М., Кубышкин Е.А.,Семеренко А.В., «Нормирование метрологических характеристик электронных счетчиков электрической энергии». Измерительная техника. 1983. № 6.

24. Гордеев В. И. Регулирование максимума нагрузки промышленных электрических сетей.- М.: Энергоатомиздат, 1986, 184 с.

25. Гуртовцев A.JI. канд. техн. наук., Безносова М.Ю. инж. «Автоматизация управления энергопотреблением». Промышленная энергетика № 12 1995 год.

26. А.Р.Давыдов, Н.М.Беляев. Проблема выбора промышленным потребителем электроэнергии экономически предпочтительного тарифного плана. «Промышленная энергетика», 2004, № 12.

27. Денисов А.И., Соколов Ю.Е., Лифанов Е.И. «Сравнительный анализ электронных счетчиков электроэнергии» Промышленная энергетика № 8 1997 год.

28. Дерзский В.Г. Распределение технологического расхода электроэнергии в общих элементах электрической сети между различными потребителями. // Энергетика и электрификация, 2001, № 3

29. Дружинин Г.В. «Надежность автоматизированных систем» Энергия 1977 год.

30. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Борисов Р.К., Кужекин И.П., Жуков А.В. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике. /Под редакцией А.Ф. Дьякова. -М.: Энергоиздат, 2003.

31. Евсеев А.Н. Оптимизация режимного взаимодействия между производителями и потребителями электроэнергии применительно к условиям нефтегазодобывающих комплексов. Энергетика в нефтегазодобыче. -М.: 2005, 1-2.

32. Евсеев А. Н., Забелло Е. П. Определение электрических нагрузок по НГДУ на основе точных инструментальных замеров. // Нефтяное хозяйство, 2001, №4.

33. Евсеев А.Н., Забелло Е.П. Режимы электрических нагрузок предприятий ОАО «Татнефть» как потребителей-регуляторов энергии и мощности. Труды всероссийской научно-технической конференции, том 2. Альметьевск, 2002.

34. Жежеленко И.В. «Показатели качества электроэнергии и их контроль на промышленных предприятиях». М.: Энергоатомиздат, 1986. -167 с.

35. Железко Ю.С. «Погрешности учета электроэнергии. Электрические станции». № 1, 1984 год.

36. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.

37. Железко Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов. // Электрические станции, 2001, № 9.

38. Забелло Е.П. «О распределении уровней надежности в цепи электроснабжения источник-потребитель». Энергетика 1986 год.

39. Забелло Е.П. «Алгоритмические и технические проблемы построения многоуровневых сетей учета, контроля и управления энергопотреблением», Киев 1992 год.

40. Забелло Е.П. Тарифы и тарифные системы на электрическую энергию как способ косвенного управления электрическими нагрузками. // Энергоэффективность, 2000, № 9.

41. Забелло Е.П. Метод планирования лимитов максимальной разрешенной мощности потребителям энергии. // Промышленная энергетика, 1989, №5.

42. Забелло Е.П. Возможный алгоритм оперативного прогноза электрических нагрузок. // Известия вузов. Энергетика, 1990, № 1.

43. Забелло Е.П., Евсеев А.Н. Дифференцированные по зонам времени тарифы на электрическую энергию и их влияние на режимы электропотребления в нефтегазодобывающем комплексе. // Промышленная энергетика, 2001, № 5.

44. Зыкин Ф.А., Каханович B.С. Измерение и учет электрической энергии. М.: Энергоатомиздат, 1985, 224с.

45. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. -М.: Энергоиздат, 1988. 288 с.

46. Ильин В.И., Мещераяков В.В., Бам М.А., Гуртовцев A.JL, Забелло Е.П., «Автоматизированная система учета и контроля энергии для промышленных предприятий» Промышленная энергетика № 8 1994 год.

47. Кузнецова Т. Г. Оценка целесообразного предела уплотнения суточных графиков нагрузки энергосистем. М.: Вопросы технико-экономического обоснования развития электроэнергетики, 1983, с.82-90.

48. Лепорский В.Д., Замидра В.Д., Филатов А.Г. Автоматизированная система управления электропотреблением на крупном промышленном предприятии. // Промышленная энергетика, 1984, № 5, с. 33-35.

Размещено на Allbest.ur

...