Электрические сети и их построение

ДW_Х, ДW_Н - потери энергии холостого хода и нагрузочные;

в_Х, в_Н - стоимость 1 кВт·ч потерь энергии холостого хода и нагрузочных потерь, принимаем

.

, (9.10)

где ДР_ХУ - суммарные потери активной мощности холостого хода.

, (9.11)

где ДР_НУ - суммарные нагрузочные потери активной мощности;

ф - время максимальных потерь.

. (9.12)

Рассчитаем, по результатам расчета потерь активной мощности в программе RastrWin, потери энергии холостого хода и нагрузочные для первой стратегии при состоянии нагрузки П-1.

,

.

Расчет потерь энергии холостого хода и нагрузочных для первой стратегии при состоянии нагрузки П-2 и П-3, а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблицах В.13 - В.14 (Приложение В).

Рассчитаем годовые эксплуатационные расходы для первой стратегии при состоянии нагрузки П-1:

Результаты расчета годовых эксплуатационных расходов для первой стратегии при состоянии нагрузки П-2 и П-3, а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблице Б.15 (Приложение В).

Рассчитаем стоимость передачи электроэнергии для первой стратегии при уровне нагрузке П-1.

.

Результаты расчета стоимость передачи электроэнергии для первой стратегии при состоянии нагрузки П-2 и П-3, а также для второй стратегии при всех состояниях нагрузки отразим в таблице Б.16 (Приложение В).

10. Выбор оптимального варианта системы напряжений в условиях неопределенности

Таблица 10.1 - Платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Состояние нагрузки Стратегия	П-1	П-2	П-3
S-1	49,98	44,05	38,23
S-2	79,67	69,57	59,64

В платежной матрице (таблица 10.1) целевую функцию необходимо минимизировать. Преобразуем задачу минимизации в задачу максимизации [4], [5]:

, (10.1)

где А>а _{ij max}, а _{ij max} - наибольшее значение элемента платежной матрицы таблица 10.1. А=80.

Используя выражение (10.1), преобразуем платежную матрицу стоимости передачи электроэнергии.

Таблица 10.2 - Преобразованная платежная матрица стоимости передачи электроэнергии

Состояние нагрузки Стратегия	П-1	П-2	П-3
S-1	30,02	35,95	41,77
S-2	0,33	10,43	20,36

На основании платежной матрицы, составим платежную матрицу рисков, используя выражение [4], [5]:

, (10.2)

где а _ij -элемент платежной матрицы таблица 10.2.

Таблица 10.3 - Платежная матрица рисков

Состояние нагрузки Стратегия	П-1	П-2	П-3
S-1	0,00	0,00	0,00
S-2	29,69	25,52	21,41

Из таблиц 10.1 - 10.3 видно, что предпочтительна при любом состоянии нагрузки первая стратегия, но для формальности проведем выбор оптимальной стратегии по критериям, выбранным в п. 9.

По критерию Лапласа.

Предположим, что вероятности появления перспективных состояний нагрузки неизвестны. Воспользуемся принципом недостаточного основания, согласно которого все вероятности назначаются одинаковые.

. (10.3)

На основании преобразованной платежной матрицы (таблица 10.2), для каждой стратегии определим математическое ожидание выигрыша [4], [5].

, (10.4)

,

.

Тогда в качестве оптимальной стратегии следует взять ту стратегию, для которой значение a_i максимально [4], [5].

, (10.5)

.

Следовательно, в качестве оптимальной стратегии, выбираем первую стратегию т.к. ей соответствует наибольшее значение математического ожидания выигрыша.

Рассмотрим это же решение на основании платежной матрицы рисков (таблица 10.3) для каждой стратегии определим математическое ожидание риска [4], [5]:

, (10.6)

,

.

Тогда в качестве оптимальной стратегии следует взять ту стратегию, для которой значение r_i минимально [4], [5]:

, (10.7)

.

Следовательно, в качестве оптимальной стратегии, выбираем первую стратегию т.к. ей соответствует наименьшее значение математического ожидания риска.

По критерию оптимизма пессимизма Гурвица.

Используем преобразованную платежную матрицу (таблица 10.2) и выражение [4], [5]:

. (10.8)

Значение коэффициент оптимизма б от 0 до 1 будем менять с шагом 0,1. Для первой стратегии при б=0,1 рассчитаем:

Тогда критерий Гурвица:

.

При коэффициенте оптимизма 0,1 по критерию Гурвица выгодна первая стратегия.

Результаты расчетов для других значений коэффициента оптимизма сведем в таблицу 10.4.

Таблица 10.4 - Результаты выбора оптимальной стратегии по критерию Гурвица при использовании платежной матрицы

Стратегия	Коэффициент оптимизма б
	0	0,1	0,2	0,3	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1
S-1	41,8	40,6	39,4	38,2	37,1	35,9	34,7	33,5	32,4	31,2	30,0
S-2	20,4	18,4	16,4	14,4	12,4	10,3	8,3	6,3	4,3	2,3	0,3
Значение критерия Гурвица	41,8	40,6	39,4	38,2	37,1	35,9	34,7	33,5	32,4	31,2	30,0
Выбранная стратегия по критерию Гурвица	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1	1

Из таблицы следует, что при всех значениях оптимальна первая стратегия.

Используем матрицу рисков (таблица 10.3) и выражение [4], [5]:

. (10.9)

Без проведения расчетов видно, что оптимальная будет первая стратегия, т.к. все элементы матрицы рисков для первой стратегии равны 0. Результаты принятия решений по различным критериям сведем в таблицу 10.5.

Таблица 10.5 - Результаты принятия решений по различным критериям.

Критерий	Предпочтительная стратегия
Лапласа: платежная матрица; матрица рисков. Гурвица при всех значениях б: платежная матрица; матрица рисков.	1 1 1 1

Из таблицы 10.5 подтверждается, сделанное на основе анализа таблиц 10.1 - 10.3, заключение о том, что при любом из принятых перспективных состояний нагрузки выгодна первая стратегия, т.е. система напряжений 110/35/10 кВ. Но решение одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии, означает, что значения других локальных критериев (площади занимаемых земель, потери электроэнергии и т.п.) одинаковы для сравниваемых стратегий [14], [17], [18], что не соответствует действительности. Поэтому для окончательного принятия решения по оптимальной стратегии необходимо применить многокритериальный подход.

11. Статистический анализ информации о площадях подстанций 110/35/10, 110/10, 35/10 кВ и ее обработка

При проектировании электроэнергетических систем одним из критериев выбора рационального варианта является площадь земель, отводимых под подстанции и линии электропередачи. Ниже произведен статистический анализ зависимости площади занимаемых подстанцией земель от суммарной мощности, установленных на ней трансформаторов. Анализ выполнен по подстанциям Полоцких электросетей. Исходные данные по подстанциям представлены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Данные о площадях подстанций и мощности трансформаторах установленных на них.

Название подстанции	Занимаемая площадь, м2	Мощность трансформатора Т-1, МВ?А	Мощность трансформатора Т-2, МВ?А
ПС Мясокомбинат со сборными нинами 110кВ	7905,1	10	10
ПС Лепель со сборными нинами 110кВ	9568	10	16
ПС Чашники со сборными нинами 110кВ	8139,6	16	10
110/35/10 кВ Россоны	4617	16	4
110/35/10 кВ Верхнедвинск	4555,2	10	10
110/35/10 кВ Волынцы	3910	6,3	6,3
110/35/10 кВ Сорочино	3525,1	6,3	2,5
110/35/10 кВ Ушачи	2940	6,3	10
110/35/10 кВ Дисна	4650	10	5,6
110/10 кВ Новополоцкая	3150	25	25
110/10 кВ Новолукомль	2720	6,3	6,3
110/10 кВ Фариново	1904,4	10	6,3
110/10 кВ Боровка	2538	6,3	2,5
110/10 кВ Гравийная	1800	6,3	6,3
110/10 кВ Вацлавово	1936,8	2,5	-
110/10 кВ Заслоново	2592	6,3	-
110/10 кВ Вороничи	1691,3	2,5	-
110/10 кВ Слобода	2184	2,5	-
110/10 кВ Морозенки	1774,8	2,5	-
110/10 кВ Гомель	480,48	2,5	-
110/10 кВ Ветрино	651	6,3	-
35/10 кВ Поплавки	1389,6	1,6	2,5
35/10 кВ Весницк	875	1,8	2,5
35/10 кВ Клястицы	1095,4	1,6	2,5
35/10 кВ Бигосово	1504	2,5	4
35/10 кВ Освея	1109,6	3,15	2,5
35/10 кВ Сарья	744	1,6	2,5
35/10 кВ Белое	370,2	1,6	-
35/10 кВ Леонешино	972	1,6	-
35/10 кВ Заенки	156,25	3,15	-
35/10 кВ Селявщина	1389,6	2,5	-
35/10 кВ Горбачево	370,8	2,5	-
35/10 кВ Дерновичи	378	2,5	-
35/10 кВ Боровуха	360	5,6	-
35/10 кВ Дубровы	370,2	1,6	-
35/10 кВ Кохановичи	1814	1,6	-
35/10 кВ Сеньково	792	2,5	-
35/10 кВ Шулятино	156,3	2,5	-
35/10 кВ Гамзелево	1404	3,15	-

Для статистического анализа информации о площадях подстанций и построения эмпирических зависимостей сделаем градацию подстанций по напряжению и количеству трансформаторов.

При построении зависимостей будем пользоваться программой «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами» версии 1.1, разработанной на кафедре «Электроснабжение» энергетического факультета БНТУ. Площадь занимаемую подстанцией обозначим У, а суммарную мощность трансформаторов обозначим Х.

Были получены следующие статистические зависимости.

Подстанции со сборными шинами 110кВ.

Линейная функция имеет вид:

, (11.1)

где S_ПЛ - площадь подстанции, м²;

S_НОМт - суммарная номинальная мощность трансформаторов, МВ?А.

Подстанции 110/35/10 кВ с двумя трансформаторами.

Экспоненциальная функция имеет вид:

. (11.2)

Подстанции 35/10 кВ с одним трансформатором.

Гиперболическая функция имеет вид:

. (11.3)

Подстанции 35/10 кВ с двумя трансформаторами.

Параболическая функция имеет вид:

. (11.4)

Подстанции 35/10 кВ (с одним и двумя трансформаторами вместе).

Параболическая функция имеет вид:

. (11.5)

Подстанции 110/10 кВ с двумя трансформаторами.

Параболическая функция имеет вид:

. (11.6)

Подстанции 110/10 кВ с одним трансформатором.

Линейная функция имеет вид:

. (11.7)

Гиперболическая функция имеет вид:

. (11.8)

Подстанции 110/10 кВ (с одним и двумя трансформаторами вместе).

Параболическая функция имеет вид:

. (11.9)

12. Экологическая оценка объектов электрической сети

Опишем, какое воздействие оказывают подстанции и воздушные линии электропередач на окружающую среду.

Согласно [15] воздушные линии электропередач обладают следующими характерными факторами, воздействующими на окружающую среду:

- изъятие земли под опоры воздушные линии для постоянного пользования;

- изъятие полосы земельных участков по трассе воздушных линий во временное пользование на период ее строительства;

- изъятие пространства из пользования для других целей;

- выделение охранных зон вдоль воздушных линий с ограничением в них хозяйственной деятельности;

- вырубка просек в лесных массивах по трассе воздушных линий;

- загромождение поля зрения, воздействие на зрительное восприятия пейзажа;

- воздействие электромагнитного поля вблизи воздушных линий на живые организмы;

- возникновение акустических шумов;

- возникновение помех теле- и радиоприема, влияние на работу средств связи;

- иссушение грунта при работе заземлителей, возникновение электрокоррозии подземных сооружений;

- выделение озона и окислов азота при коронировании проводов.

Оценим воздействие на окружающую среду воздушных линий 110 кВ «Волынцы - Верхнедвинск» длиной 21,5 км. Для оценки воздействия наиболее значимых факторов влияния воздушные линии на окружающую среду, рассчитаем значения локальных критериев.

Определим площадь отчуждения земли под опоры воздушных линий.

, (12.1)

где S₁ - площадь отчуждения земли на 1 км воздушные линии по [15], га/км.

Площадь защитной зоны воздушные линии:

, (12.2)

где S_З1 - площадь одного километра охранной зоны воздушной линии по [15], га/км.

Площадь вырубки леса вдоль воздушной линии:

, (12.3)

где S_П1 - площадь одного километра просеки вдоль воздушной линии по [15], га/км.

Отклонение коэффициента эстетичности:

, (12.4)

где Н_У - Полная высота опоры, м;

L_Т - длинна траверсы, м.

Подстанции, как элементы электрических сетей, обладают следующими характерными факторами, воздействующими на окружающую среду [16]:

- изъятие земли под территорию подстанции и под обустройство дороги к подстанции для постоянного пользования;

- вырубка лесных насаждений под территорию подстанции;

- нарушение экологии вследствие утечки масла;

- загромождение поля зрения и воздействие на зрительное восприятия пейзажа;

- воздействие электромагнитного поля вблизи подстанции на живые организмы;

- возникновение акустических шумов;

- возникновение помех теле- и радиоприема, влияние на работу средств связи;

- иссушение грунта при работе заземлителей, возникновение электрокоррозии подземных сооружений;

- выделение озона и окислов азота при коронировании токопроводящих шин.

В п. 11 была проведена работа по статистическому анализу площадей подстанций. Была рассмотрена зависимость площади земельного участка занимаемого подстанцией от суммарной мощности установленных трансформаторов. На основании анализа, при помощи программы «Сглаживание экспериментальных зависимостей функции с двумя неизвестными параметрами», были составлены экспериментальные зависимости для каждого вида подстанции (однотрансформаторные 110/10 кВ, двухтрансформаторные 110/10 кВ и т.п.). При помощи выведенных зависимостей, для каждого вида подстанции, зная суммарную мощность трансформаторов, можно найти приблизительную площадь земельного участка подстанции. Рассчитаем, по выведенной в п. 11 параболической зависимости (формула 11.2) для двухтрансформаторных подстанций 110/35/10 кВ, площадь земельного участка отводимого для подстанции «Волынцы» с суммарной мощностью трансформаторов 20 МВ·А (стратегия S-1 при уровне нагрузки П-3):

где S_ТР - суммарная мощность трансформаторов, МВ·А.

13. Выбор локальных критериев для многоцелевой оптимизации и принципов сведения многоцелевой задачи к одноцелевой

Для решения многоцелевой задачи будем использовать следующие локальные критерии: капитальные затраты (К), годовые потери электроэнергии (ДW), площадь отчуждаемых земель под линии и подстанции (S).

Будем считать, что принятые для решения многоцелевой задачи локальные критерии, неравнозначны. Зададимся двумя вариантами значимости локальных критериев (капитальные затраты, годовые потери электроэнергии, площадь отчуждаемых земель):

- ряд приоритета (1, 2, 3), и вектор приоритета (1,1; 2,5; 2,1);

- ряд приоритета (1, 2, 3), и вектор приоритета (2; 1,9; 1,6).

Теперь рассчитаем весовые коэффициенты для первого варианта значимости локальных критериев [4] [5].

,

,

.

Аналогично рассчитаем весовые коэффициенты для второго варианта значимости локальных критериев и их значения сведем в таблицу 13.1

Таблица 13.1 - Значения весовых коэффициентов

Локальный критерий	Значение весового коэффициента при варианте значимости локальных критериев
К	0,44	0,57
ДW	0,4	0,28
S	0,16	0,15

Нормализацию локальных критериев будем производить относительно максимально возможного разброса значений. Для сведения многоцелевой задачи к одноцелевой будем использовать следующие принципы: принцип весовых коэффициентов, принцип справедливого компромисса и принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев. После приведения задачи к одноцелевой, для выбора оптимальной стратегии, будем использовать критерий Лапласа (используя принцип недостаточного основания Лапласа) и критерий пессимизма-оптимизма Гурвица (используя платежную матрицу и матрицу рисков, изменяя значение б от 0 до 1 с шагом 0,1).

Значения капитальных затрат и потерь электроэнергии для различных стратегий при различных уровнях нагрузки рассчитаны ранее. Рассчитаем площадь отчуждаемых земельных участков под линии и подстанции. Суммарная длина воздушных линий равна 312,7 км. Площадь отчуждаемых земельных участков под опоры воздушных линий рассчитаем по формуле (12.1).

Подсчитаем суммарную площадь земельных участков занимаемых подстанциями и линиями для первой стратегии при уровне нагрузки П-1.

, (13.1)

S_ЛУ - суммарная площадь земельных участков, отводимых под линии;

S_ПУ - суммарная площадь земельных участков, отводимых под подстанции.

14. Технико-экономическая оценка различных систем напряжений с учетом неопределенности исходной информации на основе многокритериального подхода

Составим матрицы локальных критериев для двух стратегий при каждом уровне нагрузки (таблицы Д.1 - Д.3 приложение Д).

Локальные критерии имеют различные размерности, поэтому выполним нормализацию. Нормализацию будем производить относительно максимально возможного разброса значений [4] [5].

, (14.1)

где ;

.

Для локального критерия е₁ (капитальные затраты) нормализованные локальные критерии:

,

.

Матрицы нормализованных локальных критериев, при различных уровнях нагрузки, представим в таблицах Д.4 - Д.6 (Приложение Д).

Преобразуем задачу минимизации в задачу максимизации, используя выражение (10.1). Пусть А=27. Результаты преобразования сведем в таблицы Д.7 - Д.9 (Приложение Д)

Произведем выбор оптимальной стратегии при состоянии нагрузки П-1, приняв значение весовых коэффициентов: л₁=0,44, л₂=0,4 и л₃=0,16.

Принцип весовых коэффициентов.

Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4] [5]:

, (14.2)

,

.

Теперь решим задачу [4], [5]:

. (14.3)

При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна вторая стратегия.

Принцип справедливого компромисса.

Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4], [5]:

, (14.4)

,

.

Теперь решим задачу [4], [5]:

.

При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна вторая стратегия.

Принцип, основанный на максимизации совокупности локальных критериев.

Найдем локально оптимальные значения критериев [4], [5]:

, (14.4)

,

.

Найдем значение Е(Х) для каждой стратегии по формуле [4], [5]:

, (14.5)

,

.

Теперь решим задачу [4], [5]:

.

При выбранных значениях весовых коэффициентов наиболее предпочтительна первая стратегия.

Выполним аналогичные расчеты для уровней нагрузки П-2 и П-3. Результаты расчетов сведем в таблицу Д.10 (Приложение Д).

Произведем учет неопределенности исходной информации при выборе предпочтительной стратегии.

Определим коэффициенты оптимальности по формуле [15]:

, (14.6)

где L - общее число методов, которые используются для сведения многокритериальной задачи к однокритериальной, равно 3;

Z_jm - число принципов, по которым оптимальна j-ая стратегия при m-ом уровне нагрузки.

Для уровня нагрузки П-1 коэффициенты оптимальности будут равны:

,

.

В матрице коэффициентов оптимальности, стратегия S-1 является не доминирующим вариантом при всех уровнях нагрузки. Поэтому, при выбранных значениях весовых коэффициентов, оптимальной является стратегия S-2, которой соответствует система напряжений 110/10/0,38 кВ.

Теперь произведем аналогичные расчеты при значениях весовых коэффициентов: л₁=0,57, л₂=0,28 и л₃=0,15.

В матрице коэффициентов оптимальности, стратегия S-2 является не доминирующим вариантом при всех уровнях нагрузки. Поэтому, при выбранных значениях весовых коэффициентов, оптимальной является стратегия S-1, которой соответствует система напряжений 110/35/10/0,38 кВ.

Подводя итог, можно сделать вывод, что выбор оптимальной стратегии зависит от значимости локальных критериев. При первом варианте значимости локальных критериев (л₁=0,44, л₂=0,4 и л₃=0,16) оптимальна стратегия S-2, соответствующая системе напряжений 110/10/0,38 кВ. При втором варианте значимости локальных критериев (л₁=0,57, л₂=0,28 и л₃=0,15) оптимальна стратегия S-1, соответствующая системе напряжений 110/35/10/0,38 кВ. В первом варианте значимость капитальных затрат в 1,1 раз выше суммарных годовых потерь электроэнергии. Во втором варианте капитальные затраты значительнее суммарных годовых потерь электроэнергии в 2,04 раза. Площадь отчуждаемых земельных участков в обоих вариантах имеет наименьшую значимость.

Заключение

В ходе выполнения дипломной работы определение целесообразности применения системы напряжений 100/10/0,38 кВ для распределительных сетей решалось с точки зрения проектирования электрической сети в условиях неопределенности исходной информации (уровень нагрузки).

Проектировалась существующая электрическая сеть по двум стратегиям (при системе напряжений 110/35/10/0,38 кВ и 110/10/0,38 кВ) при трех уровнях перспективной нагрузки. Выбор оптимальной стратегии производился путем решения одноцелевой задачи и многоцелевой задачи в условиях неопределенности.

При решении одноцелевой задачи, по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии, оптимальной стратегией является первая стратегия (система напряжения 110/35/10/0,38 кВ). Однако, как было указано выше, решение одноцелевой задачи по критерию минимума стоимости передачи электроэнергии, означает, что другие локальные критерии (качество электроэнергии, потери электроэнергии и т.п.) одинаковы для сравниваемых стратегий [14], что не соответствует действительности.

При решении многоцелевой задачи однозначного выбора в пользу первой или второй стратегии, сделано не было. При первом варианте значимости локальных критериев (л₁=0,44, л₂=0,4 и л₃=0,16) оптимальна вторая стратегия (система напряжений 110/10/0,38 кВ). При втором варианте значимости локальных критериев (л₁=0,57, л₂=0,28 и л₃=0,15) оптимальна первая стратегия (система напряжений 110/35/10/0,38 кВ). Можно сделать вывод о том, что выбор оптимальной стратегии зависит от задаваемых значений весовых коэффициентов. В первом варианте значимость капитальных затрат в 1,1 раз выше суммарных годовых потерь электроэнергии. Во втором варианте капитальные затраты значительнее суммарных годовых потерь электроэнергии в 2,04 раза. Площадь отчуждаемых земельных участков в обоих вариантах имеет наименьшую значимость. Однозначный выбор оптимальной стратегии можно сделать только после назначения значений весовых коэффициентов группой экспертов.

В результате выполнения данной работы, можно сделать следующее заключение:

- о целесообразности применения системы напряжений 110/10/0,38 кВ нельзя сделать однозначный вывод, для каждого конкретного участка распределительной сети необходимо принимать отдельное решение на основании многокритериального подхода при нескольких стратегиях;

- необходимо разработать методику, позволяющую рассчитать надежности сложной распределительной сети, чтобы ввести надежность в качестве локального критерия при решении многокритериальной задачи.

Список использованных источников

1. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование. - Мн.: Высшая школа, 1988. - 308 с.

2. Сыч Н.М., Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем. - Мн.: УП Технопринт, 2001. - 55 с.

3. Баркан Я.Д. Основы эксплуатации энергосистем. - М.: Высшая школа, 1990. - 304 с.

4. Федин В.Т., Фурсанов М.И. Основы проектирования энергосистем Часть I II - Мн.: БНТУ, 2010. - 523 с.

5. Федин В.Т. Принятие решений при проектировании развития электроэнергетических систем - Мн.: УП Технопринт, 2000.

6. Техника безопасности при строительно-монтажных работах в энергетике: Справочное пособие, Под редакцией П.А. Долина. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

7. Межотраслевые правила по охране труда при работе в электроустановках. - Минск, 2009 - 183 с.

8. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций - М-Энергоатомиздат, 1986. - 608 с.

9. Герасименко А.А., Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие - Ростов н/Д., Феникс, 2006. - 720 с.

10. «Справочник по проектированию электрических сетей» под редакцией Файбисовича Д.Л., 2005. -349 с.

11. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоиздат, 2006. -640 с.

12. Поспелов Т.Е., Федин В.Т., Лычев П.В. Электрические системы и сети. - Мн Технопринт, 2004. - 720 с.

13. Справочник по проектированию электрических систем. Под ред, С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 2-е изд., перераб., и доп. - М.: Энергия, 1985. - 352 с.

14. Лещинская Т.Б. Применение методов многокритериального выбора при оптимизации систем электроснабжения сельских районов, Электричество, №1, 2003.

15. Федин В.Т., Корольков А.В. Многокритериальная оценка экологических характеристик воздушных ЛЭП. - Мн.: Технопринт, 2002.

16. Свидерская О.В., Свидерский В.Ф. Об эколого-экономическом критерии оценки вариантов электропередач, Известия ВУЗов, №3-4, 1997.

17. Щавелев Д.С., Гук Ю.Б., Окороков В.Р., Папин А.А. Принципы многоцелевой оптимизации больших систем в энергетике. - Электричество, №2, 1974.

18. Лещинская Т.Б. Улучшение технико-экономических показателей систем электроснабжения сельских районов. - Электричество, №2, 1989.

19. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -592 с.

20. Лычев П.В., Федин В.Т. Электрические системы и сети: Решение практических задач. Мн.: Дизайн ПРО, 1997. - 192 с.

Размещено на Allbest.ru