На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Актуально

01.06.2015 Проблемы стимулирования процессов управления электрическими нагрузками на суточных интервалах

 

Проблемы стимулирования процессов управления электрическими нагрузками на суточных интервалах

 

Выравнивание графиков электрических нагрузок в энергосистемах всегда занимало одно из важных мест как в научных исследованиях, так и в практических решениях. Причинами повышенного внимания являются, с одной стороны, снижение капиталовложений в сооружение генерирующих мощностей (отсрочка их ввода), с другой стороны – улучшение технико-экономических показателей работы энергосистемы и потребителей энергии.

В связи с этим в перспективных схемах развития энергосистем, как правило, разрабатываются действенные методы управления нагрузками. Среди них преобладают косвенные (с помощью тарифов) и прямые (непосредственным регулированием) методы. Оба метода успешно реализуются в случае, если управление осуществляется самими потребителями.

 

В статье рассматриваются вопросы косвенного управления электрическими нагрузками с применением сложных тарифов и систем автоматизации учета энергии с соответствующими функциональными возможностями. Поскольку управление нагрузками связано с изменением форм их графиков, приводящим к росту потерь электрической энергии в распределительных сетях, рассмотрены варианты режимного взаимодействия поставщика электроэнергии и потребителей, обеспечивающие получение эффекта от такого взаимодействия обеими сторонами.

 

The questions of indirect management of electric loadings with application of difficult tariffs and systems of automation of the energy accounting with the corresponding functionalities are considered in the article. The authors are considering the options of modal interaction between power supplier and consumers which provide certain effect to both sides. The fact that loads management is connected to the changes of their graphs form leading to the growth of power losses in distribution networks is taken into account.

 

В Белорусской энергосистеме в связи с внедрением автоматизированных систем энергоучета на межрегиональном, региональном уровнях, на объектах генерации, передачи и потребления энергии (АСКУЭ) достигнуты определенные результаты от управления нагрузками названными выше методами, однако они, как было отмечено в [1], еще далеки от ожидаемых.

В данной статье на конкретных примерах рассматриваются не только результаты внедрения АСКУЭ по группе потребителей в основном аграрной и пищевой отрасли, но и сдерживающие факторы, не позволяющие считать эти итоги стимулом для других групп потребителей, где системы АСКУЭ еще не внедрены.

 

Таблица 1

Распределение объемов электропотребления по зонам суток различными предприятиями

№ 

Предприятие

Распределение по зонам, %

ночная

зона пиковых нагрузок

зона полупиковых нагрузок

1

Условное с ровным графиком нагрузки

29,2

25

45,8

2

Комбинат хлебопродуктов № 1

36,58

5,53

57,89

3

Комбинат хлебопродуктов № 2

32,98

9,74

57,28

4

Комбинат хлебопродуктов № 3

27,6

25,6

46,8

5

Гормолзавод № 1

23,6

10,44

65,96

6

Гормолзавод № 2

17,9

29,9

52,2

7

Мясокомбинат № 1

23,51

13,87

62,62

8

Мясокомбинат № 2

21,3

27,9

50,8

9

Сахарорафинадный завод

28,17

12,68

59,15

10

Завод стройматериалов

29,25

12,8

57,95

11

Кондитерская фабрика

21,83

16,9

61,27

12

Дрожжевой комбинат

27,85

12,7

59,45

13

В целом по предприятиям № 2–12

27,0

16,04

56,96

14

По графику генерации в энергосистеме

25,3

26,6

48,1

 

В табл. 1 приведены значения распределения объемов электропотребления по трем зонам для 12 предприятий, оборудованных системами АСКУЭ. Суммарное суточное потребление WS составило 634 213 кВт•ч, то есть среднечасовая мощность P–S = 26 425 кВт. Распределение электропотребления по зонам для сравнения представлено также для ровного графика нагрузок, причем длительность зон составила:

• ночная tн = 7 ч, DPн = 7 / 24 ´ 100 = 29,2 %;

• зона пиковых нагрузок tп = 6 ч, DPн = 6 / 24 ´ 100 = 25 %;

• зона полупиковых нагрузок tпп = 11 ч, DPн = 11 / 24 ´ 100 = 45,8 %.

В табл. 1 приведены также аналогичные показатели объемов генерации в целом по энергосистеме, распределенных по названным зонам. Они свидетельствуют о том, что график генерации существенно отличается от ровного. Это и является основной причиной его регулирования.

Анализ данных табл. 1 показал следующее:

• при доле электропотребления в зоне пиковых нагрузок, равной 26,6 % по графику генерации в энергосистеме, эта доля у предприятий колеблется в пределах от 5,53 до 29,9 %. Значит, существуют предприятия (комбинат хлебопродуктов № 1), обеспечившие снижение пиковых нагрузок в 5 раз по отношению к показателю энергосистемы, однако имеются и потребители, у которых подобный показатель несколько выше единицы, например гормолзавод № 2 (29,9 / 26,6 = 1,12, );

• различные формы графиков нагрузки (ФГН) имеют предприятия, выпускающие одинаковую продукцию. Это свидетельствует о том, что имеет смысл проведение анализа этих ФГН с целью выбора более эффективных решений;

• если рассматривать предприятия как некий кластер (группу), то его показатель Kпп по распределению нагрузок в зонах суточного интервала намного лучше, чем аналогичный показатель Kпэ в целом по энергосистеме, поскольку отношение долей пиковых нагрузок составило Kпп / Kпэ = 16,04 / 26,6 = 0,6. Предприятия, оборудованные системами АСКУЭ и рассчитывающиеся по двухставочному тарифу, стремятся снизить плату за мощность и значительно сокращают значения оплачиваемой мощности на пиковых интервалах;

• при переносе нагрузок из пиковой зоны преобладают варианты переноса их в зоны полупиковых нагрузок. В ночных зонах величины переносимых нагрузок ниже. Это может привести к тому, что пик электрических нагрузок переместится на середину дня.

На основании информации из табл. 1, данных о суммарном электропотреблении WS, среднечасовой мощности P–S, количестве часов пиковой, полупиковой и ночной зон и принятых вариантах графиков (ровный, фактический график генерации и фактический график электропотребления по группе из 12 предприятий) выполнен расчет значений мощности для каждой из трех зон суток и для каждого из трех вариантов графиков.

 

Таблица 2

Распределение средних значений потребляемой мощности группой предприятий по зонам суток при различных вариантах графиков электропотребления

Зона

Значение P при работе, кВт

по ровному ГН

по графику генерации

по фактическому ГН

Максимальных нагрузок

26 425

28 116

16 912

Ночных нагрузок

26 425

22 922

24 462

Полупиковых нагрузок

26 425

27 732

32 840

 

Результаты расчетов приведены в табл. 2. Из них следует, что в представляющей наибольший интерес зоне – зоне максимальных нагрузок энергосистемы – значение Рф (фактическое) оказалось ниже Рэс (расчетного по графику энергосистемы), в результате чего их разница составила:

DPэс = Pэс – Pф = 28 116 – 16 912 = 11 204 кВт.

Соответственно, в сравнении с аналогичными показателями при работе по ровному графику нагрузки (ГН) получено:

DPрг = Pрг – Pф = 26 425 – 16 912 = 9 513 кВт.

При удельных капвложениях Kуд в единицу генерирующей мощности (1 кВт), равных 4 000 долл., получим:

DKэс = DPэсKуд = 11 204 ´ 4 000 = 44,816 млн долл.,

DKрг = DPргKуд = 9 513 ´ 4 000 = 38,052 млн долл.

Рассчитаем величины годовой платы за заявленную мощность группой рассматриваемых потребителей для трех вариантов графиков. Исходим из тарифа платы за мощность в расчете на 1 месяц, установленного при отношении рубля к доллару в соответствии с формулой, которая приведена в Декларации об уровне тарифов на электрическую энергию [2]:

Tн = Tб (0,11 + 0,89 Kн / Kб), (1)

где Тн и Тб – тариф на электроэнергию, проиндексированный на изменение курса белорусского рубля к доллару на день оформления платежного документа и день оплаты, установленный декларацией соответственно;

Kн и Kб – значение курса белорусского рубля по отношению к доллару на день оформления платежного документа и день оплаты и при установлении тарифов на электроэнергию соответственно.

 

Таблица 3

Величины платы за мощность в расчете на год группой предприятий при различных вариантах графиков электропотребления

Вариант графика

Годовая плата за мощность, млн долл.

Экономия капвложений из-за отказа от сооружения генерирующих источников, млн долл.

Равномерный

113,05 ´ 26 425 = 2,987 млн долл.

38,05

График генерации в энергосистеме

113,05 ´ 28 116 = 3,179 млн долл.

0

Фактический по группе предприятий

113,05 ´ 16 912 = 1,912 млн долл.

44,816

 

В табл. 3 приведены величины платы за мощность в расчете на год группой предприятий при различных вариантах графиков электропотребления. Плата рассчитана с использованием формулы (1) при Тб = 113 501 руб./кВт в месяц, Kн = 14 500 руб./долл., Kб = 11 800 руб./долл.:

Tн = 113 501 (0,11 + 0,89 ´ 14 500 / 11 800) = 136 614 руб./кВт в месяц = 9,42 долл./кВт в месяц = 113,05 долл./кВт в год.

Как следует из данных, приведенных в табл. 3, наименьшая плата за мощность рассматриваемой группой предприятий имеет место при фактическом ГН. Несколько выше плата при работе по ровному графику и наибольшая – в случае работы данных предприятий с соблюдением формы графика генерации в энергосистеме. Поскольку предприятия энергосбыта обязаны выполнять план по сборам платежей с абонентов, то любое снижение этих платежей считается выпадающим доходом. В таких условиях наилучшим вариантом для предприятий энергосбыта является наиболее высокая плата за мощность, то есть плата по графику генерации в энергосистеме. К тому же во время пиковых нагрузок автоматизированный учет их величин обеспечен только частично. По этой причине составление баланса совмещенной мощности в энергосистеме на пиковых (да и всех других) интервалах с определением всех составляющих этого баланса исключено.

Поскольку выравнивание ГН приносит предприятиям энергосбыта существенные убытки, обратимся к результатам расчета, касающегося возможной экономии капвложений в сооружение генерирующих источников в случае снижения фактических максимумов нагрузок на пиковых интервалах за счет их переноса в непиковые зоны. В нашем случае эти величины составили 44,816 и 38,05 млн долл. для работы потребителей по фактическому и ровному ГН. Величины намного выше выпадающих доходов энергосбытов. Именно из этого источника следовало бы компенсировать потери выручки от реализации электроэнергии (составляющей платы за мощность), потому как потребители, снизившие пиковые нагрузки, не являются виновниками выпадающих доходов в энергосбытах. Да и формально нет оснований говорить о таких «выпадениях» по той причине, что Минэнерго должно рассматривать вопрос энергосбережения комплексно и соответствующим образом перераспределять финансовые средства между своими подразделениями и структурами. Таким образом, сказанное выше следует рассматривать в качестве второго (и, скорее всего, основного) источника обеспечения рентабельной работы своих подразделений в дополнение к рассмотренному в [1], где речь шла о группах потребителей с «плохими» графиками нагрузок и не имеющих АСКУЭ.

Вопрос использования предприятий в виде потребителей-регуляторов, существенно снижающих электрические нагрузки в часы их пиковых значений в энергосистеме, и результаты этого снижения (положительная и отрицательная составляющие) рассмотрены в [3]. Анализ приведенных графиков нагрузок в результате их перераспределения по часам суток показал, что если до перехода к режимному взаимодействию с энергосистемой суточные графики потребителей были относительно ровными, то после перехода их форма в лучшую сторону изменилась для энергосистемы, но в худшую – для потребителя, если рассматривать графики с режимной точки зрения. Так, в часы пиковых нагрузок энергосистемы нагрузка потребителя была снижена на 20 % относительно прежней (при ровном графике). В общей сложности сокращение нагрузки всеми нефтегазодобывающими предприятиями ОАО «Татнефть» [3] на пиковых интервалах энергосистемы составило в среднем от 60 до 80 тыс. кВт, что привело к существенному улучшению технико-экономических показателей гарантирующего поставщика энергии и снижению показателей у потребителя. Поскольку все распределительные сети напряжением 6–10 и 0,4 кВ на то время принадлежали ОАО «Татнефть», то с ухудшением коэффициента формы графика активной мощности в этих сетях изменились и потери электрической энергии, определяемые по формуле [4]:

 

 

где Wp и WQ – потребляемая активная и реактивная энергия;

Kфp и KфQ – коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности;

Uэк – эквивалентное напряжение сети, учитывающее изменение фактического напряжения как во времени, так и вдоль питающей линии;

Rэк – эквивалентное сопротивление питающей линии с учетом трансформаторов.

Коэффициенты формы графиков активной и реактивной мощности определяются по выражению (на примере для Kфp):

 

 

где Pt – усредненное значение активной мощности на интервале t;

T – число интервалов;

Pср – среднее значение активной мощности на всем интервале измерений.

Как видно из формулы (2), коэффициенты формы графика нагрузки входят в формулу с показателем степени, равным 2. Из того, что их значения равны или больше единицы, следует: они могут существенно сказаться на росте потерь в электрических сетях потребителя. Поскольку в республике все электрические сети принадлежат Министерству энергетики, в данном случае рассмотренные выше потери следует отнести на долю министерства. В связи с этим общий эффект от выравнивания ГН для энергосистемы будет определяться разностью между экономией финансовых средств на сооружение генерирующих источников (годовая составляющая) и увеличением потерь электроэнергии в распределительных сетях в расчете на год в связи с увеличением коэффициента неравномерности ГН. Как было показано в [3], в любом случае перенос потребителем электрических нагрузок в непиковые зоны для энергосистемы оправдан, потому что величины потерь электрической энергии, вызванные ростом неравномерности ГН потребителя, существенно ниже экономии капвложений, обусловленной их отсрочкой.

 

 

Рассмотрим на конкретном примере определение расчетных величин мощности, используемых для определения Kф и DWн, в соответствии с формулами (2) и (3). На рис. 1 приведены графики (по убыванию нагрузок) на часовых интервалах суток для трех предприятий с различными объемами электропотребления. Графики представлены в двух вариантах – фактические, на основании учета нагрузок с применением АСКУЭ, и линеаризованные – для случая, когда фиксируются минимальные и максимальные значения. Для второго случая используется следующая формула:

 

 

где Pt – расчетная величина мощности, усредненной на t-часовом интервале линеаризованной зависимости;

T – число интервалов (в нашем случае T = 24);

Pmax и Pmin – максимальная и минимальная мощности в некоторое время суток;

t – номер интервала, на котором рассчитывается значение мощности.

По сути, Pt в формуле (4) представляет собой уравнение прямой линии, проходящей через точки Pmax и Pmin. Чтобы получить уравнение, достаточно координат двух точек. Отношение значений Pmax /

/ Pmin = K в данном случае представляет собой коэффициент, определяющий крутизну прямой. Он имеет следующие величины: K = 3 400 / 2 750 = 1,24 – для комбината хлебопродуктов, K = 3 250 / 2 400 =

= 1,35 – для мясокомбината и K = 1 600 /

/ 600 = 2,67 – для гормолзавода. Существенное отличие коэффициента по гормолзаводу говорит о том, что на заводе проводятся мероприятия по снижению пиковых нагрузок с переносом их на другие часы суток.

При наличии АСКУЭ необходимость в упрощении расчетов путем линеаризации функций отпадает, если в темпе процесса фиксировать величины P, Q, t и рассчитывать значения Kф и DWн по формулам (2) и (3). Применение АСКУЭ на конкретном объекте позволяет выявлять ситуации, когда, например, на пиковых интервалах отключаются синхронные двигатели, работающие до этого с перевозбуждением (или недовозбуждением). В результате возрастает или снижается потребление реактивной мощности, а следовательно, и активной, идущей на передачу реактивной.

 

 

В [3] подобная ситуация рассмотрена на конкретном примере для потребителей нефтегазодобывающего комплекса (ОАО «Татнефть»). Здесь при известном значении среднего тарифа на электрическую энергию, заданном значении объема электропотребления W и рассчитанных потерях DW получены зависимости платы за энергию и мощность (рис. 2) и стоимости потерь активной энергии от различной глубины регулирования графика нагрузки и значений tgj и Rэк. Как видно из графиков, приведенных на рис. 2, расчет платы за потери электроэнергии представлен для случаев различной удаленности потребителей от центра питания (2,5 ≤ Rэк ≤ 6 Ом), а значение tgj находится в пределах 0 ≤ tgj ≤ 1. Расчеты в [3] показывают, что в любом случае экономия платы за энергию и мощность существенно выше величины потерь энергии, обусловленных неравномерностью графика нагрузки. Однако эта ситуация имеет место только тогда, когда используется сложный тариф с основной платой за мощность и дифференцированный по зонам суток (в рассмотренном случае – ночной, полупиковой и пиковой).

В случае использования одноставочного тарифа приведенные на рис. 2 зависимости недействительны по причине того, что плата за заявленную мощность в одноставочном тарифе отсутствует, а степень компенсации реактивной мощности не учитывается. Именно так в настоящее время обстоят дела с оплатой за электроэнергию промышленными и приравненными к ним потребителями и с присоединенной мощностью до 750 кВ•А. Для них Декларацией об уровне тарифов на электрическую энергию, действующей с 01.01.2015 г., установлен тариф в размере 1 573,13 руб./кВт•ч при соотношении курса белорусского рубля к доллару 11 800:1. О реактивной энергии и мощности в приведенной декларации не упоминается вообще. Из этого можно заключить, что поставщик энергии надеется решить проблему потерь активной энергии, вызванных перетоками реактивной энергии в питающей и распределительных сетях, без использования ценовых сигналов, формируемых при применении сложных тарифных систем, реализация которых реальна в любой АСКУЭ.

В настоящее время не стимулируются процессы управления электрическими нагрузками на суточных интервалах и тарифами на электрическую энергию, производимую из ВИЭ и поставляемую в сеть Минэнерго. Так, по шести видам источников энергии, которые используются блок-станциями, – ветер, солнце, водные потоки, древесное топливо, биогаз, тепло земли – для промышленных потребителей до 750 кВ•А Декларацией об уровне тарифов на электрическую энергию, отпускаемую республиканскими унитарными предприятиями электроэнергетики ГПО «Белэнерго», установлен коэффициент 1,3 при сроке эксплуатации установок до 10 лет. Однако ни в Декларации о тарифах, ни в постановлении Министерства экономики Республики Беларусь от 30.06.2011 г. № 100, что касается тарифов на покупку электрической энергии, выработанной блок-станцией, режимные вопросы не затрагиваются. В связи с этим в некоторых случаях энергосистема будет вынуждена покупать электроэнергию (например, выработанную на биогазовой установке) ночью по повышенному тарифу, в то время как реальный тариф в ночное время в 3–5 раз дешевле, чем в пиковые часы почти в каждой энергосистеме. По этой причине и из-за возрастающих объемов электроэнергии, производимой из возобновляемых источников, энергосистема будет нести необоснованные убытки ввиду отсутствия объективного подхода к решению режимных вопросов при параллельной работе энергосистемы и блок-станций потребителей.

Процесс управления электрическими нагрузками, если судить по зарубежному опыту, в разной степени стимулируется еще двумя способами. Каждый из них проанализируем отдельно. Касаясь первого, применяемого энергетиками России, приведем формулу расчета среднего значения тарифа Тэср:

 

 

где Тп, Тпп, Тн – тарифы на электроэнергию в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки (руб./кВт•ч) соответственно;

Wп, Wпп, Wн – объемы покупки электроэнергии потребителем, рассчитывающимся по тарифам в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика нагрузки соответственно, кВт•ч;

Wпол – полезный отпуск электроэнергии потребителю, кВт•ч.

Как видно из формулы (5), снижения среднего значения тарифа можно достичь при одном и том же объеме электропотребления Wпол, когда тарифы Тп, Тпп и Тн дифференцированы по величине и объемы потребления перераспределены по зонам суток соответственно. К сожалению, вполне понятный и реализуемый с применением АСКУЭ тариф не внедряется в энергосистеме Беларуси и не проверяется экспериментально, хотя это способствовало бы снижению пиковых нагрузок ввиду переноса некоторого значения DW в другие зоны.

Если позонный тариф, сущность которого объясняется формулой (5), сочетать с двухставочным, то стимул к снижению пиковой нагрузки для потребителя возрастает. Ведь ее перенос в непиковые зоны приведет к снижению двух составляющих платы – совмещенной мощности и объема электропотребления в зоне пиковых нагрузок [5].

Способ тарифообразования используется при организации оптового и розничного рынков энергии с одновременной дифференциацией тарифов по уровням напряжения: ВН – высокое (110 кВ и выше), СН-1 – среднее (35 кВ), СН-2 – среднее (10 кВ), НН – низкое (0,4 кВ) и почасовыми заявками на электропотребление за сутки вперед (РСВ – рынок на сутки вперед). По сути, организация такого рынка означает попытку исключения вероятностного фактора при электропотреблении путем перехода к планированию нагрузок на каждом часовом интервале. Это приносит существенные дивиденды гарантирующему поставщику энергии ввиду неизбежных отклонений фактических значений нагрузок от их заявленных величин практически на всем суточном интервале и, соответственно, от выплаты штрафов за каждое отклонение. По этой причине у способа планирования нагрузок по принципу, заложенному на РСВ, перспективы сомнительны. Получить объективное доказательство данному выводу можно, но для этого так же, как и для проверки любого другого способа управления нагрузками, необходимо проведение эксперимента.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Поскольку в перспективных планах развития энергетики Беларуси предусмотрено сооружение генерирующих источников с большой единичной мощностью агрегатов, работающих на номинальных нагрузках, а графики электрических нагрузок в силу ряда причин остаются неравномерными, следует согласиться, что расширению объемов действующих и поиску новых способов управления этими нагрузками альтернативы нет.

2. В связи с внедрением в Белорусской энергосистеме многоуровневых АСКУЭ на межрегиональном, региональном уровнях, объектах генерации у потребителей различных отраслей, и прежде всего промышленной, появилась, хотя и не в полном объеме, возможность организации системы информационного обеспечения для решения задач контроля генерации и нагрузок в реальном времени.

3. Функциональные возможности созданных АСКУЭ позволяют внедрять сложные тарифные системы на электроэнергию, однако эти возможности используются недостаточно, что снижает уровень экономической эффективности как АСКУЭ, так и энергосистемы на всех уровнях – от генерации до передачи и распределения энергии. Частично по причине использования простейших тарифных систем невысока степень эффективности АСКУЭ и для потребителей.

4. Общепризнанным эффективным мероприятием при разработке методов косвенного управления электрическими нагрузками является экспериментальная проверка новых тарифных систем, адаптированных к конкретным структурам энергетики с учетом их специфики для каждой страны. В любом случае подобная работа предполагает проведение комплекса научных исследований для обоснования затрат и результатов, а также поиска компромиссов между энергоснабжающими компаниями и потребителями.

5. При разработке мероприятий по выравниванию графиков нагрузок следует учитывать, что неизбежное при этом ухудшение форм графиков нагрузки потребителей-регуляторов приводит к росту потерь электроэнергии в распределительных сетях. Это в некоторой степени может снизить составляющую эффекта от выравнивания ГН для владельца сетей, в которых данные потери увеличились.

6. Энергопотребляющие отрасли в различной степени могут адаптироваться к условиям работы по более плотным ГН на суточных интервалах, однако полностью исключать какую-либо отрасль (группу, сектор) из перечня возможных участников регулирования нагрузок нецелесообразно. Это касается и сельского хозяйства, где в основном пока преобладает одноставочный тариф на электроэнергию.

7. Ведение тарифной политики в области возобновляемой энергетики может считаться объективным лишь в случае учета не только схемных решений (наличие или отсутствие параллельной работы с энергосистемой), но и решения вопросов режимного взаимодействия источников генерации всех видов и имущественной принадлежности.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО,
доктор технических наук, профессор,
Елена ПРИЩЕПОВА,
ассистент,
Алексей АЖГИРЕВИЧ,
магистрант, БГАТУ

 

(Статья поступила в редакцию 18.05.2015 г.)

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Забелло Е. П. Некоторые уроки развития интеллектуальной электроэнергетики на современном этапе ее развития в Беларуси // Энергетическая стратегия. – 2015. – № 1.

2. Тарифы на электрическую энергию для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей. Приказ Департамента ценовой политики Министерства экономики Республики Беларусь от 30.12.2014 г. № 26.

3. Забелло Е. П., Евсеев А. Н. Режимное взаимодействие потребителя и поставщика энергии в условиях дифференцированной платы за энергопотребление и мощность // Промышленная энергетика. – 2002. – № 9.

4. Железко Ю. С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. – М.: Энергоиздат, 1989.

5. 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.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком