автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Формирование рациональных режимов потребления электрической энергии нефтегазодобывающих предприятий

Введение

ГЛАВА 1 НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ РАЦИОНАНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

1.1 Актуальность задачи формирования рациональных режимов потребления электрической энергии.

1.2 Способы управления электропотреблением

1.3 Многофункциональные, интеллектуальные счетчики как базовый элемент структуры ФРРЭП

1.4 Требования к надёжности ФРРЭП

1.5 Научно-технические проблемы формирования рациональных режимов потребления электрической энергии

ГЛАВА 2 ПАСПОРТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

2.1 Обобщенная схема электроснабжения НГДП с территориально рассредоточенными объектами

2.2 Характеристика электрических нагрузок НГДП

2.3 Паспортизация электрических. нагрузок электроподстанций с использованием микропроцессорных электросчетчиков «Альфа» 33 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СОВМЕЩЕНИЯ И КООРДИНАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НГДП

3.1 Характеристика ГЭН в часы максимума нагрузки

3.2 Методика оценки параметров электропотребления электроподстанции НГДП

3.3 Показатели электропотребления узла нагрузки НГДП

3.4 Анализ эффективности совмещения электрических нагрузок электроподстанций при минимизации совмещенного максимума в часы пиковых нагрузок

3.5 Координация электрических нагрузок НГДП в условиях применения дифференцированных тарифов

3.6 Формирование рациональных режимов потребления электрической энергии 67 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА СТРУКТУРЫ СИСТЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ НГДП С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

4.1 Структура ФРРЭП

4.2 Алгоритм функционирования ФРРЭП

4.3 Бесконфликтное формирование рациональных режимов электропотребления

4.4 Программное обеспечение систем ФРРЭП

4.5- Методика минимизации оплаты за электрическую энергию

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 5 СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ ОБОРУДОВАНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА ФРРЭП С УЧЕТОМ ПОГРЕШНОСТЕЙ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

5.1 Алгоритм выбора оборудования измерительного комплекса ФРРЭП jщ 5.2 Погрешность учета потребления электрической энер

5.3 Суммарная погрешность учета потребления электрической энергии

5.4 Погрешность, обусловленная погрешностями применяемых приборов учета, целевая функция выбора используемых элементов

5.5 Погрешности трансформаторов тока и счетчиков при переменных нагрузках

5.6 Влияние погрешности трансформаторов тока и напряжения на коммерческие потери в энергосистемах

5.7 Погрешность обусловленная необходимостью дискретизации информации

5.8 Погрешности учета электроэнергии, обусловленные ухудшением качества электрической энергии 132 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 6 ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ФРРЭП

6.1 Характеристики надежности систем и сетей, выбор оптимальной методики расчета надежности системы

6.2 Повышение надежности резервированием

6.3 Резервирование с восстановлением

6.4 Статистические модели надежности

6.5 Вариант практического примера расчета надежности 163 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ. 6 166 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 168 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Нефтегазодобывающие предприятия (НГДП) являются одними из основных потребителей электроэнергии среди промышленных предприятий России. Текущий период эксплуатации энергетического комплекса НГДП характеризуется постепенным ростом стоимости электроэнергии и мощности, а также увеличением затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Энергетическая составляющая себестоимости добычи нефти находится на уровне 16-^20%. Это требует внедрения энергосберегающих технологий на предприятиях нефтедобывающей промышленности, которая является одним из основных потребителей в масштабе всей страны. Экономия электроэнергии может быть достигнута за счет совершенствования технологических И процессов, рабочих машин и механизмов, а также за счет совершенствования режимов электропотребления.

Совершенствование режимов электропотребления может быть достигнуто за счет:

• регулирования режима напряжения;

• регулирования режима реактивной мощности;

• исключения совпадения максимумов нагрузки предприятия и энергосистемы;

• управления потребителями-регуляторами.

Использование перечисленных выше энергосберегающих технологий может обеспечить снижение энергетической составляющей в себестоимости продукции на 20-г30%.

При управлении электропотреблением, целью НГДП является снижение оплаты за электроэнергию и мощность, притом такое, чтобы этим снижением полностью покрывались расходы на внедрение регулировочных мероприятий и модернизацию средств электроучета и, кроме того, обеспечива-^ лась некоторая доля прибыли для расширенного воспроизводства продукции или иных целей. Стимулом к внедрению регулировочных мероприятий явля ется введение дифференцированных по зонам суток тарифов.

На основе исследования электропотребления и объемов выпуска продукции ряда производств НГДП показано, что диапазоны регулирования удельного электропотребления и активной мощности достаточно значительны даже при сохранении прежних последовательностей технологических процессов, т.е. без изменения форм графиков нагрузки, что свидетельствует о дополнительных возможностях снижения мощности за счет энергосберегающих мероприятий с одновременным снижением электропотребления. В области нефтедобычи есть определенные возможности подобного регулирования нагрузок - за счет энергосбережения и совершенствования технологических процессов. ф Проведение регулировочных мероприятий в СЭС НГДП основывается на режимном взаимодействии электроэнергетической системы с потребителями электрической энергии, представляющем собой комплекс взаимосвязанных задач, решение которых обеспечивает формирование рационального графика электрических нагрузок на любом временном интервале - от суточного и далее за счет управления нагрузками потребителей.

Целью настоящей работы является снижение энергетической составляющей в структуре себестоимости добываемой нефти путем формирования рациональных режимов электропотребления НГДП.

Для достижения цели в диссертационной работе решены следующие задачи:

• составлена обобщенная схема электроснабжения НГДП;

• выявлены параметры электропотребления НГДП, выполнена паспортизация электрических нагрузок отдельных электроподстанций и определены параметры усредненного графика нагрузки НГДП в целом;

• выполнен анализ эффективности совмещения графиков нагрузок НГДП и IP разработаны рекомендации по их координации и формированию рационального режима потребления (ФРРЭП) электрической энергии; ш • разработана структура системы и определены параметры ее элементов;

• разработан алгоритм бесконфликтного формирования рациональных режимов электропотребления;

• разработан системный подход к выбору оборудования измерительного комплекса с учетом режимов электропотребления и погрешности оборудования, входящего в состав измерительного комплекса ФРРЭП;

• разработаны рекомендации по повышению надежности передачи информации при отказах в элементах каналов связи комплекса ФРРЭП.

Решена задача формирования рационального режима потребления электрической энергии, которая была сформулирована следующим образом: изменить форму графика нагрузок с целью снижения платы за электропо-fr' требление до такого уровня, чтобы это изменение не повлияло на другие показатели, связанные с нефтедобычей, и в первую очередь на ее объем. Данная задача может быть решена на основе диспетчеризации потребления электрической энергии и управлении потребителями-регуляторами на основе заранее разработанных регулировочных мероприятий на уровне НГДП. На защиту вынесены следующие научные положения:

1. Формирование рациональных режимов электропотребления может быть осуществлено на основании паспортизации и координации электрических нагрузок путем преобразования графиков электрических нагрузок в соответствии с тарифными зонами и ограничении потребления мощности в периоды пиковых нагрузок.

2. Структура и алгоритм функционирования, обеспечивающие бесконфликтное формирование рационального режима электропотребления и минимизацию оплаты за электроэнергии комплекса ФРРЭП, могут быть построены на основе системного подхода с учетом характеристик компонентов, в ходящих в его состав, включая параметры элекф троснабжения, информационных каналов, режимы и способы регулирования нагрузки.

1. НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ. 6

1. Разработка и конструирование ФРРЭП связана с решением альтернативной задачи: с одной стороны необходимо иметь систему максимальной надежности, с другой - необходимо, чтобы ее стоимость была невысокой. Если целью ставится достижение определенного показателя надежности системы, то целевая функция минимизирует затраты. Если целью является достижение максимально возможного показателя надежности при заданных затратах, то затраты выступают в виде ограничения целевой функции, максимизирующей показатель надежности системы. В обоих случаях способ решения задачи одинаков, так как в одном случае рассматривается функция «надежность - затраты», в другом - обратная ей функция.

2. Резервирование является способом повышения надежности путем включения резерва, это один из эффективных методов повышения надежности, позволяющий создавать системы, надежность которых может быть выше надежности входящих в нее элементов. В принципе достижима сколь угодно большая надежность системы, однако практическая реализация резервирования связана с усложнением аппаратуры, увеличением ее веса, габаритных размеров, потребляемой энергии и повышением стоимости. Эти факторы ограничивают возможности применения резервирования.

3. Коэффициент а может принимать значения 0 или 1 (в зависимости от загруженности резерва), а соотношение между ц - интенсивностью потока восстановления и Л - интенсивностью потока отказов (коэффициент а) лежит, как правило, в диапазоне от 0,5 до 100. Практические расчеты коэффициента готовности системы с резервированием показали:

• с повышением коэффициентов «а и Ъ> коэффициент готовности системы растет и может достигать значений 0,99 и более;

• надежность систем с ненагруженным резервированием несколько выше чем у систем с нагруженным резервированием, но при выборе вида резервирования необходимо учитывать и тот факт, что в системе с нагруженным резервированием происходит постоянная самодиагностика элемен тов структуры, в то время как в системе с ненагруженным резервировани ем ее нет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В диссертационной работе решена важная научно-техническая задача снижения энергетической составляющей в структуре себестоимости добываемой нефти путем формирования, в условиях применения дифференциальных тарифов, рациональных режимов электропотребления НГДП с использованием автоматизированных информационно-измерительных систем.

2. Выполнена паспортизация электрических нагрузок НГДП и определены профиль и параметры усредненного графика нагрузки отдельных электроподстанций и НГДП в целом, которые изменяются в пределах: kJ =1,0015, kL =0,90+0,92, к ррав = 0,76-0,78; KJ =1,0 + 1,2, к?ап =0,75 + 0,8, = 0,91 + 0,93.

3. Полученные профили графиков электрических нагрузок позволяют осуществить координацию электрических нагрузок и минимизировать их совмещенный максимум. Показатели, характеризующие профили графиков электрических нагрузок отдельных присоединений, сборных шин, подстанций и НГДП в целом могут рассматриваться как паспорта электрических нагрузок.

4. Оценка диапазона изменения статистических характеристик в экстремальных и нормальных зонах суточных ГЭН для предприятий нефтедобычи показала:

• средние значения нагрузки на подстанциях варьируют от 1,0 МВт до 2,5 МВт;

• средние значения нагрузки на подстанциях в часы максимальных нагрузок энергосистемы варьируют от 2 до 4 МВт;

• коэффициенты вариации ГЭН находятся в пределах 0,05.0,25; в экстремальных зонах суточного ГЭН величина коэффициента вариации может достигать значения 0,4.

5. Исследования ГЭН отдельных элкетроподстанций и узлов нагрузки

НГДП позволяют сделать следующие выводы: выбросы нагрузки выше заявленного максимума наблюдались на 20% из обследованных подстанций, в 10% случаев заявленный максимум активной мощности меньше среднего значения мощности, что обуславливает появление выбросов нагрузки в часы экстремальных нагрузок энергосистемы с вероятностью 0,8.0,9. Частота выбросов при этом достигает 0,3 ч"1, средняя длительность 1-2 часа.

6. Максимальная мощность выброса нагрузки наблюдается при наибольшем числе выбросов в диапазоне изменения нагрузки (0,95. 1,0) Рзм. При этом, средняя частота колеблется от 0,02 до 0,08 щ час"1; а средняя длительность выбросов составляет 1,2,.3 часа. Зоной выбросов нагрузки с наименьшими затратами на возмещение ущерба, из-за возможного превышения заданного уровня Рзм, можно считать зону, в диапазоне (1,05. 1,1) Рср.

7. Проведение регулировочных мероприятий, связанных с отключением СД, необходимо синхронизировать по времени и величине мощности с проведением мероприятий по компенсации реактивной мощности. В общем случае на шинах подстанции, имеющей в составе нагрузки СД, участвующие в регулировочных мероприятиях целесообразно иметь дополнительные секционированные установки поперечной емкостной компенсации.

8. Разработана структура двухуровневой системы ФРРЭП, элементы которой частично уже объединены в информационные и управляющие структуры, формируя единую информационно-управляющую среду. На нижнем уровне основой ФРРЭП и, соответственно, ФРРЭП являются коммерческие счетчики электрической энергии, используемые для расчетов с поставщиком электрической энергии и субабонентами. На

41 верхнем уровне - уровне диспетчерского пункта НГДП производится обработка и архивация полученных данных на сервере базы данных, а также формируется совмещенный график нагрузки предприятия.

9. Разработана алгоритм принятия решений и подсистема автоматического бесконфликтного управления качеством электроэнергии на основе данных мониторинга и системы прогнозирования развития ситуации, базирующейся на анализе статистических данных и динамике развития временной функции изменения параметров качества электроэнергии. Подсистемы бесконфликтного управления качеством электроэнергии и параметрами электропотребления отличны тем, что в автоматическом режиме осуществляют регулирование параметров СЭС и КЭ не нарушая параметров технологического цикла и минимизируя количество управляющих воздействий благодаря использованию подсистемы прогнозирования ситуации. Разработана методика минимизации оплаты за электрическую энергию. Рекомендовано изменять форму графика нагрузок с целью снижения платы за электропотребление до такого уровня, чтобы это изменение не повлияло на другие показатели, связанные с нефтедобычей, и в первую очередь на ее объем.

10. На основе системного подхода разработан алгоритм выбора оборудования измерительного комплекса ФРРЭП с учетом погрешностей компонентов входящих в его состав измерительных каналов, режимов и способам регулирования нагрузки. Предложена целевая функция позволяющая определить заданную величину результирующей погрешности на выходе цепочки из п элементов при различном сочетании величин погрешностей отдельных элементов.

11.По замеренным значениям расхода энергии за любой промежуток времени по каждому каналу учета и рассчитанным значениям среднеквадратического отклонения были рассчитаны и построены кривые распределения ошибки дискретизации. Числовые характеристики этих кривых, такие как дисперсия, определяемая и предельные границы (минимальное и максимальное значение аргумента кривой распределения) позволяют получить абсолютную и относительную ошибки от дискретизации импульсов при отсчете расходов электроэнергии за любые промежутки времени. Проведенные оценка ошибки от погрешности дискретизации показала, что:

• при одинаковой цене импульсов, одинаковых коэффициентах трансформации тока и напряжения и частоте следования импульсов по каждому каналу учета 1 < Ред < 50, т.е. мощность первичной энергии составляет от 1 до 50 кВт*ч/ импульс, что соответствует цене импульса датчика электросчетчика, равной 0,0001, при использовании электронных счетчиков значения Ред снижаются на 2 порядка;

• относительная погрешность дискретизации при заданном числе каналов учета и интервале времени зависит только от частоты следования импульсов;

12.Надежность систем с ненагруженным резервированием несколько выше чем у систем с нагруженным резервированием, но при выборе вида резервирования необходимо учитывать и тот факт, что в системе с нагруженным резервированием происходит постоянная самодиагностика элементов структуры, в то время как в системе с ненагруженным резервированием ее нет.

13. При выборе вида резервирования информационных каналов должна производиться постоянная самодиагностика элементов структуры, что достижимо в структуре с нагруженным резервированием. С повышением а и А, коэффициент готовности системы растет и достигает значений 0,99 (а=ц/А,, где // - интенсивность потока восстановления,Я - интенсивность потока отказов). При вычислении коэффициента готовности системы коэффициент а может принимать значения 0 или 1 (в зависимости от загруженности резерва), а соотношение между /i и 1 (коэффициент а) лежит как правило в диапазоне от 0,5 до 100, для расчетов примем Л=0,5 .

1. ГОСТ 27.001 95 Система стандартов «Надежность в технике». Основные положения.

2. ГОСТ 27.002 89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

3. ГОСТ 27.003 90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требований по надежности.

4. ГОСТ 27.410 87 Надежность в технике. Методы контроля показателей надежности и планы контрольных испытаний на надежность.

5. ГОСТ 7746-2001. «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

6. ГОСТ 1983 -2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

7. ГОСТ 8.009-84. «Нормируемые метрологические характеристики средств измерений. Издательство стандартов. М. 1985 год.

8. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

9. Вестник «Татэнерго», 2000, № 5.

10. 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.

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

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

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

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

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

16. 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.

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

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

19. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

28. 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.

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

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

31. 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

41. 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.

42. Зыкин Ф.А., Каханович B.C. Измерение и учет электрической энергии. -М.: Энергоатомиздат, 1985, 224с.

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

44. 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.

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

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

47. Кудряшов Р.А., Новоселов Ю.Б. «Электрические нагрузки технологических установок нефтяных промыслов», М 1982 год.

48. Кузьмичев A.M., Прусс В.Л., «Технические мероприятия по повышению надежности электроснабжения нефтепромыслов», ВНИИОЭНГ 1986 год.

49. Выравнивание графиков нагрузки. Сборник под редакцией проф. С.А. Кукель-Краевского и инж. Б. А. Гуревича. М.: Энергоиздат, 1933, 127 с.

50. Лихолетов И.И. «Высшая математика, теория вероятностей и математическая статистика». Минск, высшая школа. 1976 год.

51. Маркушевич Н.С. «Автоматизированное управление режимами электросетей 6-20 кВ», Энергия 1980 год.

52. Михайлов В.В. «Надежность электроснабжения промышленных предприятий», Энергоиздат 1982 год.

53. Могилко Р.Н. Концепция построения системы сбора и передачи данных для энергетических объектов. // Энергетик, 2001, № 5.

54. Находов В.Ф., Замулко А.И. Дифференцирование тарифов на электроэнергию по уровням питающего напряжения потребителей. // Промышленная энергетика, 1998, № 9.

55. Новоселов Ю.Б., Кудряшов Р.А., Казьмин А.А. «Нормирование расхода электрической энергии по технологическим процессам добычи нефти», ВНИИОЭНГ, 1984 год.

56. Образцов B.C. Денисов А.И. «Системы АСКУЭ разработки АББ». Промышленная энергетика № 6 1995 год.

57. Осика JI.K. Методические основы разработки учетной политики субъ-Ч1 ектов оптового и розничного рынков в сфере обращения электрической энергии. «Промышленная энергетика», 2004, № 12.

58. А.В.Паздерин. Проблема моделирования распределения потоков электрической энергии в сети. «Электричество», 2004, № 10.

59. Певзнер Л.Д. «Проектирование надежности систем», М. 1982 год.

60. Проховник А.В. Методы и средства управления электропотреблением. -Киев: Знание, 1981, 26с.

61. Проховник А.В., Калинчик В.П., Загородний С.В., Михедов Н.А. Устройство непрерывного контроля и оперативного прогнозирования электрической нагрузки предприятия. // Промышленная энергетика, 1981, №2.

62. Сазыкин В.Г. «Формирование основных требований к новому поколению автоматизированных систем управления». Промышленная энергетика №8 1995 год.

63. Сербиновский Г.В. Выравнивание графиков нагрузки энергосистемы. // Промышленная энергетика, 1965, № 6.

64. Сергеев A.M., Сираев A.B. Эффективные заземляющие устройств для сложных условий. Материалы 6-ой Международной конференции «Новые идеи в науках о земле», Москва, 2003 г.

65. Сираев А.В. Паспортизация и координация электрических нагрузок НГДУ «Бавлынефть» с целью экономии оплаты за электроэнергию в условиях дифференцированных тарифов. /Энергетика в нефтегазодобыче, 2003 №2-3.

66. Сираев А.В., Абрамович Б.Н. Реконструкция систем коммерческого учета электропотребления нефтегазодобывающих предприятий. Материалы 7-ой Международной конференции «Новые идеи в науках о земле», Москва, 2005 г.

67. Чаронов В.Я. Автоматизация работы основного оборудования и проблемы энергосбережения на объектах нефтегазодобычи. Альметьевск: ТатАСУнефть, 1998, 330 с.

68. Управление электропотреблением. D. Н. Spethman. Electrikal energie management. //ASHRAE Journal, 1981, 23. №7, c. 31-35.

69. Учет затрат по объектам электрохозяйства согласно дифференцированному методу максимальной мощности при типичных графиках нагрузки. //Elektrizitatswirtschaft, 1981, 80.№23, с.841-849.

70. Berrie Т. Institutional and organisational aspects of spot pricing. // Electrical Rewiew, 1982, V 210.№ 6.-t

71. О 73. Buennagel Y.A., Koch R.C. Apparatus for addessablu controlling remote units. Regency Electronics Ins. Пат.4454509 США. Заявл. 14.07.82, № 399344. МКИ С 08В 23/02, С 01Р 21/00, НКИ 340/825.

72. Carmanis М.С., Bahn R.E., Schweppe F.C. Optimal spot pricing: practice and theory. // IEEE Transactions on pover Apparatus and Syst., 1982, V 101, №9.

73. Ebbinghaus K., Ktister R, Vesse W. Strom verbrauchs-Meptechnik und Tarifstruktur- Moglichkeiten der Mikroelektronik. // Brennstoff-Warme-Kraft, 1981, №7-8.

74. EPRI stamps "finis" on studu of rate dessign. // Electrical World, 1982, № 8.

75. Berrie Т., "Inctitutional and organicational aspects of spot prising IIElectrical Reviev". V210 №6. 1982.

76. Carmanis M.C., Bohn R.E.,Sweppe F.C. "Optimal Spot pricing: practicle and theory. IEEE Transactions on Power Apparatus and System". 1982. 101. №9 3234-3245.

77. Load control for energy converters. Dziubakowski D. I., Kaya A., Keues M.A., Matsko Theodore N., Mass William H., Scheib Thomas I.- The Babcol & Wilcols Сотр. Пат.4435650 США. Заявл . 15.12.81, № ЗЗЮбО.Опубл. 06.03.84 МКИ Н 02 3/00.

78. Vemuri Suri, Huand Wen Liand, Nelson I. On-line algoritms for forecasting hourly loads of an electrik utility. // IEEE Trans Power Apparat and System, 1981, 100.№ 8, 3775-3783.

79. Takenawa Tadasha, Schneider A.M., Schiffman D.A. A Computer program for 24-hour electric utility load forrecating "Energy", 1980, № 5, № 7, c.571-585.1. УТВЕРЖДАЮ

80. Главный инженер НГДУ»Бавлынефть»» 2005 г.

81. Расчет экономического эффекта диссертации Сираева А.В. «Формирование рациональных режимов потребления электрической энергии нефтегазодобывающих предприятий» на соискание ученой степени кандидата технических наук

82. В качестве базисного принят 2004 год. Сравнение производилось с параметрами 2002 года, до внедрения системы.

83. Исходные данные д 1ля расчета:

84. Параметр Ед. изм. Основной вариант Новый вариант1. Год 2002 2004

85. Электропотребление кВтч 245149251 2245744691. А кВтч 25772388 231430411. В кВтч 71093283 51300464

86. С кВтч 148283580 1501309641. Мощность кВт 17692 168921. Тариф 2004 г. 1. А руб/кВтч 0,86401. В руб/кВтч 0,44081. С руб/кВтч 0,17631. Мощность руб/кВт 189,29

87. Затраты на регулировочные мероприятия руб/год 1854000

88. Оплата электроэнергии 2002 г:

89. З2002 = WnTn + WnnTnn + W„T„ + РТМ = 25772388x0,8640 + 71093283x0,4408 + 148283580x0,1763 + 17692x189,29 = 82091314 руб. Оплата электроэнергии 2002 г., приведенные к 2004 г.: З2002 =3 2002 W 2004/W2002 = 82091314x224574469/245149251 = 75195643руб.

90. Оплата электроэнергии 2004 г:

91. Начальник ПРЦЭ и Э 12.11.2005 г.