WYZNACZANIE STRAT MOCY W NAPOWIETRZNYCH
SIECIACH ROZDZIELCZYCH SN

Celem ćwiczenia jest poznanie problemów, związanych z określaniem strat mocy i energii w sieciach rozdzielczych, oraz poznanie niektórych metod, służących do wyznaczania tych strat.

1. WPROWADZENIE

1.1. Problemy związane z wyznaczaniem strat sieciowych

W literaturze światowej problemowi wyznaczania strat mocy i energii w elektro­energetycznych sieciach rozdzielczych poświęcono bardzo wiele miejsca. Fakt ten świadczy o złożoności problemu, a ściślej - o niejednoznaczności uzyskiwanych wyników. Główną przyczyną tego stanu jest bardzo duża liczba elementów sieciowych, uniemożliwiająca praktycznie prowadzenie obliczeń jednostkowych i sumowanie wyników, oraz brak wiarygodnej informacji o parametrach, od których zależą straty sieciowe, a szczególnie o obciążeniach poszczególnych węzłów odbiorczych i odcinków linii, które to obciążenia mają charakter losowy. Ponadto bardzo trudne do uzyskania są informacje o zmienności czasowej tych obciążeń, o niesymetrii obciążeń, współczynnikach mocy, korelacjach zachodzących między poszczególnymi wielkościami, itp. Również ze względu na rozległość sieci SN i nN nie jest możliwe wyznaczanie strat w poszczególnych elementach tych sieci.

Ze względu na powyższe trudności istniejące metody wyznaczania strat sieciowych opierają się na rozmaitych założeniach upraszczających, które z jednej strony ułatwiają przeprowadzenie obliczeń, ale z drugiej - zmniejszają dokładność wyników. Dość powszechnie przyjmowane jest np. założenie o równomiernym rozłożeniu węzłów odbiorczych wzdłuż linii SN lub nN, o proporcjonalności obciążenia węzłów odbiorczych sieci SN do mocy znamionowej transformatorów SN/nN, o jednakowych obciążeniach poszczególnych węzłów SN i nN, o liniowo zmieniających się przekrojach wzdłuż linii, itp. Zwiększenie dokładności wyznaczania strat sieciowych możliwe będzie dopiero po wprowadzeniu odpowiedniego systemu informatycznego, gromadzącego niezbędne informacje o poszczególnych sieciach i ich parametrach w swojej bazie danych, i umożliwiającego efektywne przetworzenie tych informacji. Jednak np. w celu uwzględnienia strat sieciowych w optymalizowanych funkcjach celu, w rozliczeniach za energie elektryczną, itp. w dalszym ciągu potrzebne są metody wyznaczania strat, oparte na ogólnie dostępnych i wiarygodnych informacjach o parametrach charakteryzujących analizowane sieci, z uwzględnieniem prognozy zmian tych parametrów w określonym horyzoncie czasowym.

1.2. Niektóre metody wyznaczania strat w sieciach rozdzielczych

Najbardziej znana w kraju metoda wyznaczania strat w sieciach rozdzielczych SN [1,2] opiera się m.in. na założeniu o powierzchniowym charakterze tych sieci, z centralnie rozmieszczonymi węzłami zasilającymi określone obszary sieci SN, ze skupionymi obciążeniami wyidealizowanych linii SN. Wszelkie odstępstwa od sieci modelowej korygowane są różnego rodzaju współczynnikami poprawkowymi (uwzględnia się np. współczynnik idealizacji obszaru, przesunięcia punktu zasilającego, kształtu sieci, rozłożenia obciążenia, itp.) o różnym stopniu trudności i dokładności ich wyznaczania. Uzyskane w ten sposób zależności, służące do wyznaczania strat sieciowych, dość znacznie odbiegają od klasycznej postaci ΔP = 3I²R, w związku z czym aktualnie metoda ta jest dość często krytykowana i coraz rzadziej stosowana.

W pracy [3] zaproponowana została metoda wyznaczania strat energii w sieciach SN, oparta na przeciętnej gęstości prądu w tych sieciach. Przy założeniu, że gęstości prądu j_ji oraz przekroje s_ji i długości l_ji są wielkościami niezależnymi dla i-tej linii oraz odcinka o numerze j, straty energii w zbiorze linii o łącznej długości L można wyznaczyć ze wzoru

(1)

gdzie j - przeciętna gęstość prądu w sieci, „ważona” po długościach kolejnych odcinków poszczególnych linii w szczycie ich obciążenia; V_j - współczynnik zmienności statystycznej gęstości prądu j; s - przeciętny przekrój przewodów roboczych w sieci (z uwzględnieniem długości wszystkich odcinków wszystkich linii); τ - roczny czas trwania maksymalnych strat; γ - konduktywność materiału przewodowego.

Jeśli jednak uwzględnić korelacje, występujące między ww. wielkościami, wyrażenie (1) należy dodatkowo uzupełnić o mnożnik

(2)

przy czym ρ oznacza współczynnik korelacji kwadratów gęstości prądu i przekrojów w zbiorze wszystkich odcinków linii, natomiast oznaczają odpowiednio współ­czyn­niki zmienności statystycznej tych dwu wielkości (wzór (2) nie uwzględnia ewentualnych korelacji ww. wielkości z długościami poszczególnych odcinków linii). W pracy [3] nie podaje się jednak, w jaki sposób uzyskać wiarygodne informacje o wszystkich tych wielkościach.

Dość często w literaturze spotyka się zależności, służące do wyznaczania strat mocy i energii, oparte na korelacji między ww. stratami, a maksymalnym spadkiem napięcia w rozpatrywanej sieci [1-3]. W pojedynczej linii o parametrach R i X oraz o obcią­żeniu S = P+jQ, skupionym na jej końcu, procentowy spadek napięcia wyraża się znanym wzorem

(3.1)

a po przekształceniu

(3.2)

Procentowe straty mocy można w takiej linii wyznaczyć jako

(4)

Po podstawieniu wzoru (3.2) do (4) otrzymuje się

(5)

Dla linii z obciążeniami rozłożonymi prawą stronę zależności (5) należy przemnożyć przez współczynnik , natomiast dla wyznaczenia procentowych strat energii - jeszcze przez τ/T, gdzie T jest rocznym czasem trwania obciążenia szczytowego linii. Dla mocno rozgałęzionych linii należy się liczyć z dość dużym błędem przy korzystaniu ze wzoru (5), gdyż straty mocy i energii powstają we wszystkich gałęziach linii, a spadek napięcia ΔU_% traktowany jest tutaj jako spadek maksymalny, liczony zwykle tylko wzdłuż toru głównego linii. Ponadto w liniach nN należałoby uwzględnić dodatkowy wzrost strat sieciowych z powodu niesymetrii obciążenia poszczególnych faz, natomiast ΔU_% oznaczać może tylko wartość przeciętną ze spadków we wszystkich fazach. Dla wyznaczania strat w sieciach SN wzór (5) jest mało przydatny, gdyż w sieciach tych nie wykonuje się praktycznie pomiarów spadków napięcia.

W Instytucie Elektroenergetyki i Sterowania Układów Politechniki Śląskiej opracowano symulacyjną metodę wyznaczania strat mocy w napowietrznych, rozgałęzionych sieciach rozdzielczych SN, która to metoda może być przystosowana do wyznaczania strat również w innych sieciach [4]. Opiera się ona na losowym generowaniu komputerowym konfiguracji poszczególnych linii SN oraz obciążeń szczytowych ich węzłów odbiorczych. W liniach tych deterministycznie odtwarzany jest rozpływ prądów szczytowych z uwzględnieniem współczynników udziału poszczególnych węzłów odbiorczych w obciążeniu szczytowym kolejnych odcinków linii.

2. SYMULACYJNA METODA WYZNACZANIA STRAT MOCY

2.1. Algorytm generowania konfiguracji rozgałęzionych linii SN

Dla komputerowego wygenerowania konfiguracji poszczególnych linii SN niezbędny jest zestaw następujących danych:

- przeciętna liczba wyjść liniowych ze stacji zasilających sieci SN,

- liczba stacji odbiorczych SN/nN, zasilanych z kolejnych linii SN,

- minimalna odległość między stacjami odbiorczymi,

- przeciętna moc znamionowa transformatorów SN/nN w sieci napowietrznej SN,

- przeciętny współczynnik obciążenia szczytowego transformatorów w sieci j.w.,

- napięcie znamionowe sieci SN,

- stosowane przekroje znamionowe w sieci j.w.

Na płaszczyźnie, powstałej przez podzielenie koła na tyle części, ile założono wyjść liniowych ze stacji zasilającej i obrazującej obszar zasilany jedną linią SN, wybierane są losowo współrzędne biegunowe punktu będącego miejscem usytuowania pierwszej stacji SN/nN. Punkt ten zostaje połączony najkrótszym odcinkiem ze środkiem koła, w którym umownie umieszczona jest stacja zasilająca sieć SN. Dalszy rozwój sieci opiera się na kryterium czasowo-ekonomicznym - kolejno pojawiające się w czasie stacje SN/nN przyłączane są do istniejącej już części linii najkrótszymi odcinkami. Generowanie poszczególnych liści drzewa (miejsc usytuowania stacji SN/nN) może odbywać się z ograniczeniem minimalnej odległości między nimi lub bez tego ograniczenia, przy stałej lub zmiennej gęstości powierzchniowej stacji SN/nN wzdłuż linii. Generowanie konfiguracji całej linii SN kończy się po wylosowaniu współrzędnych zadanej liczby stacji SN/nN i połączeniu ich w jedno drzewo.

Przyporządkowanie poszczególnym węzłom odbiorczym obciążeń szczytowych odbywa się 3-etapowo. W pierwszym etapie węzłom tym przyporządkowywane są moce znamionowe transformatorów, wybierane losowo z zakresu spotykanego w praktyce. Odbywa się to zgodnie z zaleceniami [5], m.in. o tym, że transformatory o mocach S_n > 250 kV⋅A umiejscawiane powinny być w stacjach, zasilanych przelotowo. Częstości występowania poszczególnych mocy wynikają z założonego rozkładu tych mocy w całej sieci SN oraz zadawanej, przeciętnej w sieci, wartości znamionowej mocy transformatorów SN/nN. Podobnie w drugim etapie poszczególnym transformatorom przyporządkowywane są współczynniki ich szczytowego obciążenia, a w trzecim - współczynniki mocy. Wykorzystuje się przy tym założenie, że brak jest istotnej korelacji między mocami znamionowymi transformatorów a współczynnikami ich szczytowego obciążenia [3] oraz miejscami ich przyłączenia do linii SN (z wyjątkiem wspomnianych już zaleceń, zawartych w pracy [5]). Postaci wszystkich rozkładów wybrano, opierając się na wynikach badań przeprowadzonych w sieciach rzeczywistych. Dla każdego węzła odbiorczego wyznaczana jest zatem szczytowa wartość prądu czynnego i biernego oraz rozpływ tych prądów w całej linii, z uwzględnieniem współczynników udziału obciążenia szczytowego węzłów w obciążeniu szczytowym poszczególnych odcinków linii. Współczynniki te wyznaczane są wg znanej zależności

(6)

gdzie: A - zadawany współczynnik, do którego dąży k_u przy n_t → ∞, (A= 0,8 ÷0,9);

n - liczba stacji odbiorczych, do których płynie prąd przez określony odcinek linii.

Przekroje przewodów w poszczególnych odcinkach linii dobierane są z wykorzystaniem gęstości granicznej prądu, przy której przeciętnie powinna nastąpić zmiana przekroju na większy [5]. Gęstość ta każdorazowo przyjmuje wartość losową wokół zadawanej jej wartości przeciętnej. Założono maksymalnie trzy stopnie przekroju przewodów (na wyjściu ze stacji zasilającej, w pozostałej części toru głównego i w odgałęzieniach linii), zadawane przed uruchomieniem programu. Oprócz tego możliwe jest zadawanie dodatkowo czwartego stopnia, występującego ewentualnie tylko w torze głównym od miejsca trwałego rozcięcia sieci do węzła, od którego w torze tym występuje przekrój wyższy z powodu przekroczenia gęstości granicznej. Wspomniany czwarty stopień przekroju przyjmuje się w celu zapewnienia odpowiedniej przepustowości toru w przypadku zasilania rezerwowego linii, o ile najmniejszy z przekrojów przy stopniowaniu naturalnym nie spełniałby tego warunku (np. stopniowanie naturalne 120, 70 i 35 mm² oraz 70 mm² AFL lub 50 mm² AFL dla odcinka toru głównego z przekrojem 35 mm² AFL). Założono przy tym, że punkt trwałego rozcięcia sieci pokrywa się z miejscem przyłączenia stacji SN/nN, do której - przy naturalnym stopniowaniu przekroju przewodów - spadek napięcia byłby największy. Dla przypadku, gdy w torze głównym występuje ww. czwarty przekrój, różny od przekroju najmniejszego, spadki napięcia do węzłów odbiorczych wyznaczane są po raz drugi.

2.2. Straty mocy czynnej w pojedynczych liniach SN

Szczytowe straty mocy czynnej ΔP w wygenerowanych liniach SN oblicza się w sposób dokładny (odcinek po odcinku) na podstawie znajomości rozpływu prądów szczytowych, przekrojów i długości poszczególnych odcinków tych linii wg zależności

(7)

w której: n_o - liczba odcinków linii; I_i - szczytowe obciążenie prądowe i-tego odcinka linii, A; l_i - długość i-tego odcinka linii, m; s_i - przekrój przewodów i-tego odcinka linii, mm²; γ - konduktywność materiału przewodów linii, MS/m.

W praktyce bez większych trudności można uzyskać co najwyżej informacje o całkowitej długości L każdej linii rzeczywistej, o przekrojach linii s₁ na wyjściu ze stacji zasilających, o ich obciążeniach prądowych I₁ mierzonych w okresie szczytowym, oraz o liczbie n_t stacji SN/nN, zasilanych z każdej linii. Z tego więc powodu dokładnie wyznaczone straty mocy (7) w linii uzależniono od powyższych zmiennych wg wzoru

(8)

przy czym wartość współczynnika k zależna jest m.in. od rozłożenia obciążeń wzdłuż linii, rzeczywistego stopniowania przekrojów, względnej długości toru głównego linii, kształtu obszaru zasilanego z linii (liczby linii SN, zasilanych z jednej stacji WN/SN), itp.

Powtarzając wielokrotnie symulacje konfiguracji i obciążeń linii przy zadawanych różnych lub takich samych wielkościach wyjściowych otrzymuje się każdorazowo inną wartość ΔP, I₁, L i s₁, oraz przekształcając wzór (8) - każdorazowo inną wartość współczynnika k. Jak wykazały przeprowadzone analizy, współczynnik k zależy istotnie od liczby n_t stacji SN/nN, zasilanych z jednej linii SN. Zależność tę można przedstawić jako zależność nieliniową o postaci

(9)

Współczynnik zmienności statystycznej współczynnika k dla spotykanego w praktyce zakresu n_t nie przekracza z reguły wartości V_k = 0,2. Oznacza to, że przy znanych wartościach I₁, L, s₁, n_t dla każdej linii SN można prognozować szczytowe straty mocy ΔP, zawierające się przy poziomie ufności α = 0,95 orientacyjnie w przedziale

ΔP = (0,6 ÷ 1,4) ΔP_s  (10)

przy czym ΔP_s oznacza przeciętną wartość strat wyznaczoną wg wzoru (8) z wykorzystaniem wzoru (9) dla współczynnika k.

Tak duży rozrzut wartości strat mocy wynika z losowej konfiguracji poszczególnych linii, czyli inaczej - z losowego rozpływu prądów szczytowych w tych liniach, spowo­dowanego losowym przyporządkowaniem losowych wartości obciążeń losowo rozmie­sz­czonym węzłom odbiorczym, zasilanym z każdej linii. W praktyce znacznie bardziej interesująca jest wartość oczekiwana strat mocy w zbiorze linii SN, pracujących np. na obszarze rejonu lub zakładu energetycznego, wyznaczana wg [4] ze znacznie większą dokładnością.

2.3. Straty mocy czynnej w zbiorze linii SN

Dla n_t linii SN sumaryczną wartość strat mocy ΔP można wyznaczyć jako sumę strat występujących w poszczególnych liniach

(11)

Sposób ten nie nadaje się jednak do prognozowania strat mocy w określonej perspektywie czasowej, gdyż wymaga informacji o parametrach I₁, L, s₁, n_t dla każdej linii, która będzie pracować na rozpatrywanym obszarze sieciowym. W rzeczywistości dla analizowanego okresu może być co najwyżej znana ogólna prognoza wzrostu zapotrzebowania energii, a pozostałe parametry są zwykle zmiennymi sterowalnymi w procesach optymalizacyjnych i to w dodatku skorelowanymi w określony sposób ze sobą. Odpowiednia zależność analityczna do określania strat mocy powinna więc to uwzględniać.

Znalezienie przybliżonej wartości sumy iloczynów kilku zmiennych losowych o postaci (11) możliwe jest poprzez rozwinięcie funkcji tych zmiennych w szereg Taylora wokół ich wartości oczekiwanych

(12)

przy czym cov(X_l,X_j) oznacza kowariancję par poszczególnych zmiennych.

Przechodząc od wzoru (11) do (12) otrzymuje się w przybliżeniu

W powyższym wzorze wartości oznaczają współczynniki korelacji poszcze­gólnych par zmiennych, natomiast oznacza odchylenie standardowe i-tej zmiennej.

Wykorzystanie wzoru (13) do wyznaczania strat mocy w sieciach rzeczywistych również nie jest możliwe. Przede wszystkim brak jest możliwości oszacowania współczynników korelacji między poszczególnymi parami zmiennych. Można się co najwyżej domyślać, czy jest to korelacja dodatnia czy ujemna, duża czy mała, ale to nie zastąpi wartości poszczególnych współczynników. Problem ten można jednak rozwiązać na drodze badań symulacyjnych. Otóż zamiast badać każdą korelację z osobna, można określić ich łączny wpływ b na wartość wyrażenia (13), wyciągając przed nawias pierwszy składnik sumy i zapisując to wyrażenie jako

(14a)

a dla dalszego uproszczenia - w postaci

(14b)

gdzie:

I_1s - przeciętna wartość prądu obciążenia szczytowego, wyznaczona dla zbioru n_l linii SN, w A,

V_I - współczynnik zmienności statystycznej obciążeń szczytowych I₁ w zbiorze n_l linii SN,

- odpowiednio przeciętna wartość odwrotności przekrojów pierwszych odcinków linii SN i łatwiejsza do wyznaczenia wartość odwrotności przeciętnego przekroju pierwszych odcinków linii SN, w mm²,

L_s i L_ss - odpowiednio przeciętna długość n_l linii SN oraz sumaryczna długość tych linii w rozpatrywanej sieci, w km,

k_s i k_ss - odpowiednio przeciętna wartość współczynnika k (wzór (9)) w zbiorze n_l linii i łatwiejsza do wyznaczenia wartość tego współczynnika przy przeciętnej liczbie n_t stacji SN/nN, zasilanych z jednej linii SN,

b i c - współczynniki uwzględniające wpływ wszystkich korelacji, wyszczególnionych we wzorze (13) oraz ww. uproszczeń, na wartość strat mocy w rozpatrywanej sieci SN.

Efektem badań symulacyjnych jest właśnie przeciętna wartość współczynnika c ze wzoru (14b).

3. BADANIA LABORATORYJNE

3.1. Zastosowana metoda wyznaczania strat sieciowych

Do wyznaczania szczytowych strat mocy w napowietrznych sieciach rozdzielczych SN w ramach laboratorium wykorzystywana jest symulacyjna metoda, opisana powyżej. Metoda ta umożliwia również weryfikację innych dwu metod, służących do wyznaczania strat sieciowych: metody opartej na znajomości gęstości przeciętnych prądu w liniach SN oraz metody opartej na korelacji, zachodzącej między procentowymi spadkami napięcia a procentowymi stratami mocy w poszczególnych liniach sieci rozdzielczych.

3.2. Program ćwiczenia

Program ćwiczenia obejmuje:

a) wyznaczenie zależności k_p = f(n_t) dla wygenerowanego zbioru linii SN

(k_p = k⋅n_t = a⋅n_t + b);

b) wyznaczenie wartości współczynnika c (wzór (14b)) dla zadanej sieci SN;

c) określenie wielkości korelacji, zachodzącej między kwadratami gęstości prądu a prze­krojami poszczególnych odcinków wygenerowanych linii SN;

d) określenie wielkości korelacji, zachodzącej między procentowym spadkiem napięcia a procentowymi stratami mocy w wygenerowanych liniach SN (współczynnik k_us wyznaczony został wg wzoru (5) łącznie z m = 2/3 przy ΔU_% = ΔU_max% ).

3.3. Uwagi do programu ćwiczenia

Program ćwiczenia realizuje się, przeprowadzając kolejne symulacje komputerowe konfiguracji i obciążeń pojedynczych linii SN przy zmieniających się danych wejściowych.

Jak wykazały wcześniej przeprowadzone badania, współczynnik poprawkowy k (wzór (9)) zależy istotnie od liczby stacji transformatorowych SN/nN, zasilanych z pojedynczych linii SN. Aby wyznaczyć tę zależność, należy zmieniać liczbę stacji odbiorczych, zasilanych z linii, w granicach spotykanych w praktyce, czyli od ok. 5 do ok. 40, powtarzając obliczenia kilkakrotnie dla zmieniających się pozostałych danych wejściowych. Odpo­wiednią zależność regresyjną należy wyznaczyć, korzystając z metody najmniejszych kwadratów.

W celu wyznaczenia współczynnika c (wzór (14b)) należy dla zadanej sieci SN, scharak­teryzowanej rozkładem dyskretnym liczby stacji SN/nN, zasilanych z poszczególnych linii SN, rejestrować dla każdej przeprowadzonej symulacji komputerowej następujące wartości: L, s₁, ΔP, I₁ (w kolejności występowania w odpowiedniej tablicy). Wartość współczynnika c wyznacza się, porównując z jednej strony zsumowane wartości ΔP dla wszystkich linii, tworzących zadaną sieć SN, a z drugiej strony wyznaczając sumaryczną wartość ΔP wg wzoru (14b) przy k_ss określonym dla przeciętnej liczby stacji SN/nN, zasilanych z pojedynczej linii SN.

Wartość współczynnika k_j określonego wzorem (2) wyznacza się, porównując z jednej strony wyznaczone metodą dokładną straty mocy ΔP, określone za pomocą wzoru (1), bez uwzględnienia czasu τ. Jako wartość s należy przyjmować wyznaczony dla każdej wygenerowanej linii jej przekrój „handlowy”, uwzględniający długości poszczególnych jej odcinków. Należy zwrócić uwagę na wartości współczynnika k_j przy stopniowanych i niestopniowanych przekrojach linii.

Wielkość korelacji, zachodzącej między procentowym spadkiem napięcia a procen­towymi stratami mocy dla każdej linii określa się umownie jako pewien współczynnik dopełniający dokładnie wyznaczone procentowe straty mocy (odniesione do obciążenia szczytowego linii) oraz straty mocy wyznaczone wg wzoru (5) przy maksymalnym procentowym spadku napięcia dla X'= 0,4 Ω/km oraz R' wyznaczonym przy s₁ i γ = 31 MS/m, a także przy współczynniku mocy cosϕ na wejściu linii.

We wnioskach z ćwiczenia należy zwrócić uwagę na wielkość błędu, popełnionego przy pominięciu wszystkich ww. korelacji, oraz na wielkość błędu, wynikającego z losowego charakteru wygenerowanej struktury poszczególnych linii SN.

Wśród wyprowadzonych niezbędnych danych i wyników znajduje się również współczynnik przy czym ΔU_max% oznacza maksymalny procentowy spadek napięcia w wygenerowanej linii SN, natomiast ΔU_obl% oznacza spadek napięcia, wyznaczony w linii o długości L, przekroju s₁, prądzie obciążenia I₁, współczynniku mocy cosϕ oraz konduktancji γ = 31 MS/m. W sprawozdaniu należy dodatkowo określić zależność regresyjną k_us = f(n_t), podobnie jak zależność k = f(n_t) wg wzoru (9).

LITERATURA

[1] J. Horak, J. Popczyk: Eksploatacja elektroenergetycznych sieci rozdzielczych. WNT, Warszawa 1985.

[2] J. Horak: Straty sieciowe. Politechnika Częstochowska. Seria Monografie nr 8, Częstochowa 1989.

[3] J. Popczyk, K. Żmuda: Sieci elektroenergetyczne. Skrypt uczelniany Polit. Śląskiej nr 1612. Gliwice 1991.

[4] Sz. Ciura, A. Gawłowski: Symulacyjna metoda wyznaczania strat mocy czynnej w napowietrznych sieciach rozdzielczych SN. Zeszyty Naukowe Politechniki Śląskiej, Seria Elektryka z. 124, Gliwice 1991.

[5] Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych. IE-ZSR, Warszawa-Katowice 1986.

7

---