автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Контроль и учет потребления электрической энергии электротехническим комплексом горного предприятия с территориально рассредоточенными энергоустановками

гго ОМ

На

!си

ВИНОГРАДОВ Игорь Владимирович

л'

КОНТРОЛЬ И УЧЕТ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСОМ ГОРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ С ТЕРРИТОРИАЛЬНО РАССРЕДОТОЧЕННЫМИ ЭНЕРГОУСТАНОВКАМИ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы

и системы, включая их управление и регулирование

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург

2000

Работа выполнена в Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете)

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Б.НЛбрамович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

А.В.Орлов

кандидат технических наук

В.В.Полищук

Ведущее предприятие — АО «Институт Западсель-энергопроект».

Защита диссертации состоится « » декабря 2000 г. в ч 3><3 мин на заседании диссертационного совета К063.15.04 в Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, аудитория №^¿3 / .

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан « ¿. ^ » ^¿^¿^нЛ 2000 г.

ученый секретарь

диссертационного совета [01*

доцент С б.г.анискин

И-42,0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние годы прослеживается мировая тенденция увеличения стоимости первичных энергоносителей, что связано с усложнением горно-геологических условий добычи полезных ископаемых. Данная тенденция ведет к увеличению стоимости электроэнергии и дальнейшему росту энергетической составляющей в структуре себестоимости полезных ископаемых. Решение задачи ограничения затрат электроэнергии сводится к внедрению энергосберегающих технологий производства продукции и уменьшению потерь электроэнергии во внутренних распределительных сетях. Ограничению тарифов на электроэнергию может способствовать соблюдение баланса интересов электропотребителей и энергоснаб-жающих организаций, что выражается в переносе нагрузок из часов максимума в зону минимального электропотребления, ужесточении требований к компенсации реактивной мощности (КРМ) в системе электроснабжения (СЭС) предприятий и введении дифференцированных тарифов на электропотребление. В этих условиях, особую актуальность приобретают вопросы автоматизации систем контроля и учета электропотребления, повышения их надежности достоверности предоставляемой ими информации.

Это особенно важно для электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными энергообъектами. Внедрение систем контроля и учета позволяет формировать графики нагрузок таким образом, чтобы минимизировать непроизводительные потери и оплаты за них. Одной из ключевых задач системы контроля и учета потребления электроэнергии (СКУЭ), для таких электротехнических комплексов, является необходимость выявления совмещенного максимума электрических нагрузок всех энергоустановок входящих в структуру комплекса. Однако успешному внедрению систем контроля и учета потребления электрической энергии препятствует наличие ряда нерешенных научно-технических задач:

не достаточно исследованы вопросы точности и надежности учета потребления электрической энергии.

не решен вопрос сопряжения отдельных территориально рассредоточенных терминальных устройств, в единую систему. При решении этого вопроса, предъявляются повышенные требования к надежности каналов и локальных сетей передачи данных.

не решены задачи повышения экономических показателей СКУЭ, уменьшения ущербов связанных с нерациональным использованием элек-

трической энергии, уменьшения затрат, направленных на проведение контрольных замеров службами энергонадзора и профилактическое обслуживание оборудования, повышения периодичности контроля режимов электропотребления.

Для минимизации ущерба, связанного с превышением заданного режима элекгропотребления, для предприятий горнодобывающего комплекса актуальна задача выявления рационального уровня заявленного максимума активной мощности в экстремальных временных зонах суточного графика нагрузки. Таким образом, ставится задача активного формирования ГЭН предприятия с заданными параметрами электропотребления при помощи СКУЭ.

Цель и задачи исследования. Целью настоящей работы является повышение экономичности и надежности системы контроля и учета электропотребления электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными энергообъектами. Для практической реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• разработать структуру и алгоритм функционирования СКУЭ с использованием интеллектуальных измерительных устройств для электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными энергообъектами;

• выявить закономерности изменения точности и достоверности учета электрической энергии от показателей входящих в состав СКУЭ компонентов;

• разработать модель оценки надежности СКУЭ, как системы с резервированием составляющих ее элементов, путем восстановления;

• выявить зависимость влияния уровня точности и надежности микропроцессорной системы учета с интеллектуальными счетчиками на показатели их коммерческой эффективности и энергопотребление электротехнических комплексов горных предприятий;

Идея работы. Заключается в повышении экономичности и надеж- в ности контроля и учета электропотребления в электротехнических комплексах горных предприятий с территориально рассредоточенными объектами путем повышения точности измерений и увеличении надежности передачи информации между иерархическими уровнями благодаря применению ин-

теллектуальных измерительных устройств на нижнем уровне и резервированием компонентов путем восстановления.

Методы исследований. В работе использованы теория электрических цепей, теория надежности, методы теории электромагнитных процессов в системах электроснабжения, методы теории оптимизации, аналитические и численные методы решения уравнений.

Научная новизна работы:

• разработана структура и алгоритмы функционирования СКУЭ с интеллектуальными измерительными устройствами и системой передачи данных в электротехнических комплексах с территориально рассредоточенными электроустановками;

• разработана вероятностная модель функционирования СКУЭ при отказах в каналах передачи данных и резервирования их путем восстановления;

• выявлены закономерности изменения точности и достоверности учета электропотребления при вариации параметров измерительных трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения (ТН), электросчетчиков (ЭС) и параметров нагрузки.

Обоснованность научных положений базируется на применении известных положений теории электрических цепей, теории электромагнитных процессов в системах электроснабжения, теории надежности.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается достаточным объемом теоретических исследований, а также положительными результатами внедрения разработок в НГДУ «Бавлы-нефть»

Практическая ценность работы заключается в следующем:

• разработана методика оценки погрешности автоматизированных систем учета, контроля и управления электропотреблением при вариации параметров входящих в ее состав элементов;

• предложена совокупность технических средств для организации СКУЭ электротехнических комплексов с территориально рассредоточенными электроустановками с применением резервирования путем восстановления, входящих в ее состав компонентов;

• обоснована коммерческая эффективность совокупности технических средств и устройств для организации автоматизированной СКУЭ.

Реализация выводов и рекомендаций работы. Обоснован и реализован комплекс технических средств повышения экономической эффективности СКУЭ электротехническим комплексом горного предприятия. За

счет использования результатов диссертационной работы при внедрении СКУЭ, повышается точность и надежность сбора и передачи информации об электропотреблении. Это позволяет предпринять комплекс мер по оптимизации режимов электропотребления и повысить экономическую эффективность использования электрической энергии в электротехнических комплексах горных предприятий.

Положения, выносимые на защиту:

• структура и алгоритмы функционирования системы управления СКУЭ с интеллектуальными микропроцессорными терминальными устройствами для электротехнических комплексов с территориально рассредоточенными электроустановками и применением резервирования с восстановлением элементов системы;

• зависимости изменения точности и достоверности учета электрической энергии от параметров, характеризующих погрешности первичных датчиков, дискретизации представленной информации, режима напряжения и сбоев в каналах связи;

• комплекс технических средств и устройств для автоматизированной системы учета и контроля электропотребления в электроустановках электротехнических комплексов горных предприятий.

Апробация.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили положительную оценку на семинарах кафедры электротехники и электроснабжения горных предприятий СПбГГИ (ТУ), конференциях молодых ученых СПбГГИ (ТУ) в 1997-2000 годах: V международном симпозиуме "Горное оборудование, переработка минерального сырья, новые технологии, экология", С.-Петербург, 1997, Межвузовской научно-практической Конференции "Освоение минеральных ресурсов Севера: проблемы и решения". Воркута 1998, Третьей Санкт-Петербургской ассамблеи молодых ученых и специалистов Санкт-Петербург, 1998.

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 6 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, глав и заключения, изложенных на страницах. Содержит -ЗР рисунков, 3 таблиц, список литературы из/^ наименований и_приложений. Общий объем работы /¿>2- страниц.

Во введении дается общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, дается краткая характеристика полученных результатов, их научная значимость и практическая ценность.

В главе 1 рассмотрены задачи автоматизации учета и управления элекгропотреблением. Приведен анализ способов управления электропотреблением. Обоснованы научно-технические проблемы, возникающие при создании СКУЭ повышенной надежности и экономичности. Сформулированы цель и задачи исследования.

В главе 2 на основе анализа изученных схем электроснабжения горных предприятий, составлена обобщенная схема электроснабжения горного предприятия с территориально рассредоточенными объектами. Приведена обобщенная однолинейная схема электроснабжения горного предприятия с указанием мест установки микропроцессорных счетчиков энергии. Проведен сравнительный анализ датчиков первого уровня и обоснован их выбор как базового элемента перспективной структуры СКУЭ.

В главе 3 проведена оценка погрешностей и разработаны рекомендации по повышению точности и достоверности коммерческого учета электрической энергии. Исследован вопрос формирования ГЭН. Проведен анализ возникновения погрешности в системе СКУЭ и пути ее уменьшения. Рассмотрен вопрос погрешностей элементов входящих в структуру СКУЭ. Выявлены законы изменения погрешностей ТТ, ТН, и счетчиков электрической энергии при переменных нагрузках.

В главе 4 разработаны рекомендации по повышению надежности систем учета. Проведены исследования характеристик надежности систем и сетей, сделан выбор оптимальной методики расчета надежности. Предложен метод повышения надежности резервированием элементов структуры системы методом восстановления.

В главе 5 Рассмотрены вопросы минимизации энергозатрат с использованием микропроцессорных систем учета. Исследованы параметры электропотребления узлов нагрузки. Приведена методика оценки параметров электропотребления узлов нагрузки ГП. Проведен анализ коммерческой эффективности внедрения СКУЭ.

Заключенае содержит обобщенные выводы по результатам исследований в соответствии с целью и решенными задачами.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

Положение 1.

Структура и алгоритм функционирования СКУЭ с интеллектуальными микропроцессорными терминальными устройствами с территориально рассредоточенными электроустановками электротехнических

комплексов горных предприятий и применением резервирования с восстановлением элементов системы.

В состав автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии входят датчики потока энергии (счетчики), каналы связи, устройства передачи, устройства сбора и обработки информации, контроллеры, персональные компьютеры и другое вспомогательное оборудование, определяемое поставленными задачами. Параметры применяемых счетчиков, определяют не только надежность, точность, и другие технические характеристики системы, но и структуру ее построения, спектр решаемых задач, возможность синтеза СКУЭ с требуемыми параметрами. На рис. 1 представлен фрагмент обобщенной однолинейной схемы электроснабжения горного предприятия с указанием мест установки микропроцессорных счетчиков энергии.

При построении СКУЭ и организации коммерческого учета электрической энергии предложено применить резервирование как метод повышения надежности. Предложено резервировать два элемента структуры, обладающих наихудшими показателями надежности. В первую очередь - организовать хранение измеренных и вычисленных величин в устройствах хранения информации на низшем уровне СКУЭ (в памяти микропроцессорных устройств первого уровня), постоянное, нагруженное резервирование.

Вероятность безотказной работы участка передачи с 2-мя линиями

связи:

=-=^-0*2**- V2')-

¿2 - Л,

Поскольку значения - корни многочлена

(52 + 5(( 2 + и)Л + ц) + (1 + о)Л2,

где:

у-коэффициент характеризующий загруженность резерва;

X - интенсивность отказов; ц - интенсивность восстановления.

О* пэ

110-220кВ

-«- 1

Л,

т,

35кВ

ТС

С&

э

6(10)к

0,4кВ ШС

■ I 1

э

Л2ц

УКщ

Т2

л

зи

с?1 ) I

Дп

л5Ц л*!}

<— Э Э а

! п t § t 5

Д12, к

<—

ф

э

@\© А л^

ДгИ УКги га

л7Ц

^—

4_

1б1(

НЕ) Ч8>

Рис.1 Обобщенная однолинейная схема ЭС горного предприятия (фрагмент).

Второе резервирование необходимо применить на участке передачи информации на следующий уровень (каналы связи), резервирование с восстановлением. Структура резервирования такой системы приведена на рис.2

Практическая, аппаратная реализация такой схемы приведена на

рис.3.

Поскольку значения БьБг зависят от коэффициента V, то уравнение для 1^(1) позволяет определить вероятность безотказной работы системы при любом виде резервирования.

Коэффициент V может принимать значения в диапазоне от 0 - нена-груженное резервирование до 1- нагруженное резервирование. Среднее время безотказной работы данной системы:

о

Так как 8Ь82, связаны соотношениями:

= -((2 + и)Л + /и), 8х82 = (1 + и)Л2,

то г _(2+у)Л + /и

ПК

Энерг

Предприятие

ПК

Директ

„ПК

Бухг

МОДЕМ

У

тт ПК Диспет1

ПК

Гл. 1нженера

ПК

Бухг.

Энергосбыт

МОДЕМ

"У"-1

ПК

Диспетч

Рис.3 Структурная схема организации СКУЭ с использованием различных каналов связи.

В общем случае модели функционирования системы резервирования с восстановлением, среднее время безотказной работы системы вычисляется по выражению:

00

Тощ = !<*)<#.

О

Функция готовности системы:

Асимптотические показатели надежности системы при ее длительном функционировании определяются решением алгебраических уравнений:

-А{Л1 + /¿2^2 ~ О'"

¿/-1^-1 МгМг + ММ7Г1+\ =0,1= 2,3,..., Ы,

Л-Л^ЛГ ~ ^N+{^N+1 - °>

/-»00

где: N - число состояний системы;

Из этой системы находим величину 71 дг+|, а затем коэффициент готовности системы кг — .

Технический и экономический аспекты рассматриваются не просто как взаимосвязанные, но и как взаимовлияющие, т.к. усложнение тарифных систем требует и соответствующего усложнения технических средств по сбору и обработке информации по энергопотреблению. В свою очередь более сложные и универсальные технические средства и решения позволяют внедрять более гибкие тарифные системы. Предложенный системный подход позволяет по заданной надежности СКУЭ произвести выбор структуры и путей резервирования ее отдельных компонентов.

Положение 2.

Выявленные зависимости изменения точности и достоверности учета электрической энергии от параметров, характеризующих погрешности первичных датчиков, дискретизации представленной информации, режима напряжения и сбоев в каналах связи.

12

Суммарная погрешность отсчета электроэнергии, определяется следующими составляющими:

1 I 2 2 2 2 2 2 2

а1 +СГТН+аЭС+ад+СТКУ + аРН + аКС>

где: Сгг Отн, <зэс - погрешности, обусловленные погрешностями приборов учета (трансформаторов тока и напряжения и электросчетчиков);

Од - погрешность, обусловленная дискретизацией представления информации;

Стку - погрешность, обусловленная различным числом каналов учета;

Орн - погрешность, обусловленная режимом нагрузки;

Оке - погрешность, обусловленная сбоями в каналах связи.

Погрешности, связанные со сбоями в каналах связи, обусловлены в первую очередь сбоями при получении информации с нижних уровней системы учета и отклонениями параметров линий связи от рекомендуемых значений. Наибольший интерес с точки зрения электроснабжения предприятий горнодобывающей отрасли представляют погрешности, обусловленные погрешностями измерительных трансформаторов тога и напряжения и приборов учета при различных режимах нагрузки и необходимостью представления информации в дискретном виде.

Стандартами на трансформаторы тока и счетчики установлен ряд номинальных параметров, среди которых указан класс точности при номинальной нагрузке, численно равный приведенной погрешности. Этими же стандартами установлены пределы допустимых погрешностей в зависимости от первичной нагрузки, согласно которым можно заключить, что при нагрузке 40% от номинальной и ниже погрешности трансформаторов тока и индукционных счетчиков выходят за пределы нормирования для номинальных условий. Чем более неравномерен график нагрузок, тем ниже точность электроучета. В связи с этим представляет интерес исследование основной, случайной погрешности учета электроэнергии за некоторый цикл времени I (например, сутки) при неравномерной нагрузке.

Для проведения расчета был перестроен график нагрузки Р=/(0 в график по продолжительности и аппроксимирован в первом приближении прямой линией, в результате чего зависимость Р-(0 приняла вид:

P = Pmяx(l-t^tgal

где Ртах - максимальное значение нагрузки, МВт,

- тангенс угла наклона прямой, определяющей перепад нагрузок на суточном интервале. Также была аппроксимирована зависимость погрешности уравнениями кривых, проходящих через точки с заданными координатами. Эти координаты выбираются на основе приведенных в стандарте данных.

Подставив значение P(t,tga) в выражение для 3 ~/(Р) получаем зависимость основной ошибки от времени определяемой на суточном интервале. Полученные зависимости нагрузки Р и погрешности ё от одного аргумента (/, tga) позволяют рассчитать следующие величины:

интервал времени [0,^], на котором погрешность находится в

классе - 5кл;

расход электроэнергии \¥кл на интервале [0,1кл] ', расход электроэнергии ]¥( на интервале Икл,24] когда погрешность превышает значение Зкл\

погрешность А Щ в учете расхода электроэнергии на интервале [1ю1 ,24] при переменном значении ¿1

среднюю приведенную погрешность д т на интервале [0,24] ; среднюю приведенную погрешность ё на интервале [0,24]. Средняя приведенная погрешность на с>точном интервале:

*кл 24

0_'ж_

24 '

о

Для использования этого выражения при расчете суммарной приведенной погрешности необходимо знание функций Р(1,1%0.)> д^^а.) и величины 1кл- Был рассмотрен ряд вариантов графиков нагрузки Р=/(/,/£б() и ряд конкретных типов трансформаторов тока и электросчетчиков. Данные сведены в табл. 1 В таблице для двух типов трансформаторов тока и трех

типов электросчетчиков приведены их классы точности и координаты точек, соответствующих приведенным в стандартах кривым.

Табл. 1

Исходные данные дая аппроксимации зависимостей д = /(Р) У

Наименование Класс точности Координаты точек аппроксимации

0 1 2

8 Р/Рн 8 Р/Рн А Р/Рн

Трансформатор тока 0,5 0,5 1,0 0,6 0,4 1,0 0,1

Трансформатор тока 1,0 1,0 1,0 1,1 0,6 1,5 0,2

Электросчетчик 0,5 0,5 0,4 0,75 0,2 1,0 од

Электросчетчик 1,0 1,0 0,3 1,2 0,2 2 0,1

Электросчетчик 2,0 2 0,3 2,2 0,2 2,5 од

В табл.2 приведены результаты аппроксимации зависимость д = /(Р) уравнениями второй степени вида:

§х = а *а2 - ва + с.

Табл.2

Коэффициенты аппроксимации зависимости б = /(Р)

Наименование Класс точности Значения коэффициентов

а в С а

Трансформатор тока 0,5 1,3 2 1,2 Р/Рн

Трансформатор тока 1,0 0,9 1,7 1,8

Электросчетчик 0,5 4,16 3,75 1,34

Электросчетчик 1,0 30 17 3,4

Электросчетчик 2,0 5 4,5 2,9

После преобразования уравнения дая ^ определим зависимости дгг, ¿э от t, в виде:

дЦ = 1,3 ■t2■tg2a- 0,6 • Г • %а + 0,5

=0,9^t2^tg2a-0,l^t^tga + l ^с5 = 4,16 • Г2 • 1ё2а - 4,57 • 1ёа +1,75

= 30 • /2 • -AЪ^t'tga + \ 6,4 3^=5-Г2- ^а - 5,5 • / • + 3,4

На основании полученных зависимостей были построены семейства кривых для различных значений ^а. Точки пересечения кривых с прямой, параллельной оси ординат на уровне 6=ёкл определяют значение которое необходимо для установления пределов интегралов при вычислении суммарной приведенной погрешности.

Аналитически значение можно определить путем поиска его максимума дифференцированием выражений (для

приравниванием их нулю и определением корня или путем определения его большего значения из двух при значении 3, равным классу точности. Наглядно этот процесс иллюстрируется на рис.4. Как видно отдельные значения аппроксимирующей функции оказались меньше класса точности.

_______________й,ФХ

и б 12 18 24 Об 12 18

Рис.4 Графики нагрузок по продолжительности аппроксимированные функ-

циями (а) Р*=е"к1 и (б) " - - - ) ■ при:

I. К=0,01; 2. К=0,02; 3,К=0,03; 4.К=0,04; 5.К=0,05; б.К=0,1

Проведенный анализ частоты следования импульсов от счетчиков-датчиков на реальном промышленном предприятии, имеющем автоматизированную систему учета и контроля электроэнергии, охватывающую 30 каналов учета активной энергии, для промежутка времени, равного 96 ча-

сов, дал следующие результаты по каналам (табл.3). Значение усред в целом по всем каналам учета за 4 суток (96 часов) составило 2 имп./мин или 0,33 имп./с.

Табл. 3

Интервал значений Ь имп./мин. 0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9

Количество значений, ш, 4 8 8 4 3 1 - 1 1

В отн. ед. суммарного числа 0,133 0,267 0,267 0,133 0,10 0,033 - 0,033 0,033

Уравнение аппроксимирующей кривой распределения частоты следования импульсов по каналам учета имеет следующий вид:

я =0.14-,у> 1

г (г-VI

При анализе имеющихся данных можно сделать вывод: имеет место большой разброс значений у( для разных каналов, от низких значений менее 1 импульса в минуту до 8-9 импульсов в минуту. Этот разброс объясняется невозможностью осуществить однозначный выбор типа трансформаторов тока на фидерах из-за вариации параметров нагрузки в течение суток.

Таким образом, примеры, основанные на фактических данных, показывают, что для обеспечения требуемой точности учета на короток интервалах, в пределах минуты, требуется существенное увеличение значений у путем уменьшения цены импульса. Значение у определится из выражения:

1

у --

t

■ п

На рис.5 приведены кривые

Г = /(¿»и

при

= 0,01,0,005

* = 10с;30с, 10 <»<130

Рис. 5. Зависимость требуемой частоты импульсов от числа каналов учета при различной точности учета и разных интервалах времени:

»¿ош,=0-5%, г=10с 2) 8птн =1%,

3) 8отн =0,5%, 1=3Ос, 4) 8,

отн

=1%,

г=Юс, 1=30с

Как видно из кривых, для обеспечения точности учета электроэнергии посылкой дискретных сигналов в пределах 0,5 ^1,0% на интервалах 10 и более секунд, до минуты, в системах с 10 и более каналами учета требуется увеличение частоты импульсов приблизительно в 100 раз по сравнению с существующей частотой.

Расчет значений погрешности 80тн при фактических величинах у на

действующих автоматизированных системах учета и контроля электроэнергии показал, что контроль совмещенного максимума нагрузки в пиковое время на 15 и 30 минутных интервалах при 10 и более каналах учета обеспечивается в пределах 1% на всем диапазоне величин у - от 1 сигналами более в минуту.

Проведенный расчет относительной погрешности вносимой дискретизацией импульсов в 5-ти и 10-ти минутных интервалах для систем с 10, 20, 50, и 100 каналами учета показал: для того, чтобы рассматриваемая

погрешность была не более 1% на всех диапазонах частот у (у >1

имп./мин.) необходимо увеличение частоты импульсов в несколько раз. Это обстоятельство является еще одним аргументом в пользу предложенной

замены первичных датчиков на предлагаемые микропроцессорные системы.

Положение 3.

Обеспечение оптимального выбора совокупности технических средств и устройств для организации автоматизированной системы, учета и контроля электропотребления в электротехнических комплексах с территориально рассредоточенными электроустановками с резервированием путем восстановления входящих в их состав компонентов;

При выборе технических средств СКУЭ необходимо учитывать их функциональные возможности, метрологические и конструктивные характеристики, помехоустойчивость, показатели надежности, возможность встраивания в существующую инфраструктуру, цену и др. Одним из параметров (по которым производится выбор и согласование систем СКУЭ) является передаточное число или коэффициент передачи. Коэффициенты передачи для части наиболее часто используемого оборудования колеблются в диапазоне от 10 до 105 имп/кВт*час, велик разброс показателей передаточных чисел. Кроме очевидного превосходства микропроцессорного счетчика по передаточным числам также необходимо учесть, что он обладает наибольшим классом точности 0,2. В связи с чем, представляется корректным вычисление дополнительных погрешностей счетчиков относительно погрешности микропроцессорного счетчика.

Когда передаточные числа счетчиков не равны, то относительная погрешность измерений, производимьсх счетчиками, вычисляется по формуле:

где Э«=>1./А. где в свою очередь

N - количество импульсов, подсчитанных счетчиком (имп) А - постоянная счетчика (имп/кВт*ч), 1 - эталонный счетчик, 2- сравниваемый счетчик.

Q% = 100 % * ^ А> „ Аг ) = 100 % *N] " Nl * А]*

Nj А{* Л2 ЛГ,

А

AX*A2*NX NX* 106

= 100% * (1--

Ni*\Q4

В таком случае при измерении уже 100 кВт*ч энергии получаем отклонения равные: 100%*(1-1/107)

а при измерении 1 МВт*ч энергии отклонение составит уже 1%, и это без учета погрешности самих счетчиков. Даже упрощенная схема подсчетов убедительно показывает преимущества использования счетчиков с максимально возможным передаточным числом. Кроме того если учесть надежность, класс точности и универсальность микропроцессорных счетчиков, то их предпочтение становится очевидным.

При сравнительном анализе счетчиков необходимо отметить широкий спектр функциональных возможностей микропроцессорных счетчиков. Однако выбор их неочевиден из-за большей цены. В связи с этим целесообразно сравнение по интегральному критерию. В качестве критерия был выбран минимум удельной стоимости жизненного цикла счетчика на периоде эксплуатации.

Стоимость жизненного цикла счетчика i -того типа можно представить в виде:

S^Q+NiSpi+MiShi+CeTiPi, где: Nj - число ремонтов за время жизненного цикла; Spi -стоимость одного ремонта; М, -число поверок за время жизненного цикла; Shi - стоимость одной поверки; Се - тариф на электрическую энергию; Р, -потребляемая ЭС мощность.

Удельную стоимость жизненного цикла можно определить, оценив для каждого типа счетчика переменные ://,, Spi, М„ Shi, Т„ (Се и Р, известны). С использованием цепей Маркова в качестве математической модели перехода ЭС из одного состояния в другое установлены зависимости удельной стоимости жизненного цикла для ЭС различного типа, результаты отображены на гистограмме (рис.6).

Удельная стоимость жизненного цикла

Рис.6. Гистограмма распределения удельной стоимости жизненных циклов сравниваемых электросчетчиков.

Удельная стоимость жизненного цикла микропроцессорных счетчиков изменяется в пределах от 230 до 470 руб. год (на гистограмме указаны максимальные значения) и меньше, чем у ЭС других типов, либо примерно такая же. Необходимо также учесть что, срок службы и СВНО, у счетчиков этого типа значительно больше.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

Срок службы, лет СВНО. лет

Рис.7. Сравнительный экономический анализ электросчетчиков.

21

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе дано решение научной задачи, заключающейся в создании системы контроля и учета электропотребления повышенной точности и надежности, базирующейся на перспективном оборудовании, для территориально рассредоточенных электротехнических комплексов горных предприятий.

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

1. Разработана структура и алгоритм функционирования СКУЭ с использованием интеллектуальных измерительных устройств в которой применено резервирование структур накопления и хранения на уровне первичных интеллектуальных измерительных устройств и каналов передачи информации на высшие уровни. Предложенные структура и алгоритм позволяют организовать коммерческий учет электропотребления без потери информации при сбоях в компонентах СКУЭ.

2. Выявлены закономерности изменения точности и достоверности учета электрической энергии от параметров, характеризующих погрешности первичных датчиков, дискретизации представления информации и параметров режима нагрузки. Показано что, при нагрузке 40% от номинальной и ниже погрешности трансформаторов тока и индукционных счетчиков выходят за пределы нормирования для номинальных условий.

3. Установлены пределы изменения частоты следования импульсов от счетчиков датчиков при 30 каналах учета активной энергии. Показано: что для обеспечения требуемой точности учета на интервалах до минута, требуется существенное уменьшения цены импульса. Установлено что, для обеспечения точности учета электроэнергии в пределах 0,5+1,0% на интервалах от 10 секунд до минуты, в системах с 10 и более каналами учета требуется чтобы частота следования импульсов превышала 300-900 имп/мин.

4. Разработана методика выбора элементов структуры СКУЭ обеспечивающая минимизацию затрат на построение системы при заданном уровне точности. Дана оценка параметров вариации суточных графиков нагрузки, позволяющая определить время в течение которого суммарная погрешность учета не превышает заданного значения.

5. Предложена модель оценки надежности СКУЭ как системы с резервированием структур накопления и хранения информации в микропроцессорных первичных датчиках и линий связи. Установлена зависимость вероятности и среднее время безотказной работы при резервировании с

восстановлением от загруженности резерва , интенсивности отказов и восстановления.

6. При проведении анализа параметров электропотребления нефтепромысловых распределительных подстанций ПО «Татнефть» установлено. Формы суточного ГЭН имеют выраженный утренний и вечерний максимум нагрузки (с 8 ч. до 10 ч и с 18 ч до 20 ч). максимальная нагрузка отдельной электроподстанции может достигать 5-6 МВт, а узла нагрузки - 30 МВт. Вариации суточных графиков узлов нагрузки ГП составляют 10-40%, а среднеквадратические отклонения активной мощности (0,05-0,2) Рср. Средние значения потребляемой активной мощности на электроподстанциях составляют 0,4-1,5 МВт, а в узлах нагрузки ГП изменяются в пределах 4-5 МВт. Для предприятий нефтедобычи актуальна задача наиболее точного определения Рзм что невозможно без создания современной СКУЭ.

7. Рекомендовано при создании СКУЭ применение микропроцессорных счетчиков как устройств обладающих большими временем наработки на отказ и сроком службы, обладающих большей точностью и имеющих сравнительно невысокую удельную стоимость жизненного цикла.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Виноградов И.В., Сергеев A.M., Коммутационные аппараты 6-10 кВ электроподстанций горных предприятий. Тезисы докладов, ежегодная научная конференция молодых ученых «Полезные ископаемые России и их освоение» 23-24 апреля 1997г. ОПТУ, СПб,1997г.

2. Виноградов И.В. Применение многофункциональных микропроцессорных счетчиков в АСКУЭ. Тезисы докладов, ежегодная научная конференция молодых ученых «Полезные ископаемые России и их освоение» 1516 апреля 1998г. СПГТУ, СПб, 1998г.

3. Абрамович Б.Н., Виноградов И.В., Грин А.В., Лозовский С.Е., Сергеев A.M. Проблемы проектирования подстанций, систем контроля качества электроэнергии, и учета энергопотребления на горных предприятиях. Наука в СПГГИ(ТУ). Сборник научных трудов. Выпуск 3. - РИЦ СПГТИ(ТУ), СПб, 1998г.

4. Виноградов И.В. Проблемы создания, тенденции развития АСКУЭ промышленных предприятий с учетом технологических требований и сложившейся экономической ситуацией. Северо-западный политехнический институт Сборник №16, СПб, 1999г.

5. Виноградов И.В. Автоматизированные системы контроля и учета энергопотребления. Сборник трудов межвузовской научно-практической конференции «Освоение минеральных ресурсов севера: проблемы и решения» г. Воркута, республика Коми. 27-29 апреля 1998г.

6. Виноградов И.В. Характеристики надежности систем АСКУЭ, выбор оптимальной методики расчета параметров надежности системы, Северозападный политехнический институт Сборник №18, 1999г.

Введение. стр.

ГЛАВА

Учет и управление электропотреблением.

1.1 Задачи автоматизации учета и управления электропотреблением. стр.

1.2 Графики потребления электрической энергии. стр.

1.3 Характеристика и анализ способов управления электропотреблением. стр.

1.5 Научно-технические проблемы создания АСКУЭ повышенной надежности и экономичности. стр.

ГЛАВА

Разработка структуры учета электропотребления с использованием интеллектуальных измерительных устройств;

2.1 Обобщенная схема электроснабжения горного предприятия с территориально рассредоточенными объектами. стр.

2.2 Многофункциональные, интеллектуальные счетчики как базовый элемент перспективной структуры системы СКУЭ. стр.

2.3 Варианты организации систем СКУЭ с применением современного парка оборудования. стр.

ГЛАВА

Оценка погрешности в системе учета и контроля электропотребления и пути ее уменьшения.

3.1 Суммарная погрешность учета потребления электрической энергии. стр.

3.2 Погрешность, обусловленная погрешностями применяемых приборов учета, целевая функция выбора используемых элементов. стр.

3.3 Погрешности трансформаторов тока и счетчиков при переменных нагрузках. стр.

3.4 Погрешность, обусловленная необходимостью дискретизации информации. стр.

ГЛАВА

Повышение надежности систем учета.

4.1 Характеристики надежности систем и сетей, выбор оптимальной методики расчета надежности системы. стр.

4.2 Повышение надежности резервированием. стр.

4.3 Резервирование с восстановлением. стр.

4.4 Статистические модели надежности. стр.

4.5 Вариант практического примера расчета надежности. стр.

ГЛАВА

Минимизация энергозатрат с использованием микропроцессорных систем учета.

5.1 Параметры электропотребления узлов нагрузки. стр.

5.2 Методика оценки параметров электропотребления. стр.

5.3 Показатели электропотребления узла нагрузки ГП. стр.

5.4 Общие принципы организации локальных сетей. стр.

5.4.1 Типы ЛВС. ^ стр.

5.4.2 Сетевые топологии. стр.

5.4.3 Примеры ЛВС. стр.

5.4.4 Программное обеспечение систем дистанционного учета и контроля электропотребления. стр.

5.5 Экономическое обоснование преимущества выбора микропроцессорных счетчиков с точки зрения согласования оборудования. стр.

5.6 Анализ коммерческой эффективности внедрения СКУЭ. стр.

АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ.

В последние годы прослеживается мировая тенденция увеличения стоимости первичных энергоносителей, что связано с усложнением горногеологических условий добычи полезных ископаемых. Данная тенденция ведет к увеличению стоимости электроэнергии и дальнейшему росту энергетической составляющей в структуре себестоимости полезных ископаемых. Решение задачи ограничения затрат электроэнергии сводится к внедрению энергосберегающих технологий производства продукции и уменьшению потерь электроэнергии во внутренних распределительных сетях. Ограничению тарифов на электроэнергию может способствовать соблюдение баланса интересов электропотребителей и энергоснабжающих организаций, что выражается в переносе нагрузок из часов максимума в зону минимального электропотребления, ужесточении требований ,к компенсации реактивной мощности (КРМ) в системе электроснабжения (СЭС) предприятий и введении дифференцированных тарифов на электропотребление. В этих условиях, особую актуальность приобретают вопросы автоматизации систем контроля и учета электропотребления, повышения их надежности достоверности предоставляемой ими информации.

Это особенно важно для электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными энергообъектами. Внедрение систем контроля и учета позволяет формировать графики нагрузок таким образом, чтобы минимизировать непроизводительные потери и оплаты за них. Одной из ключевых задач системы контроля и учета потребления электроэнергии (СКУЭ), для таких электротехнических комплексов, является необходимость выявления совмещенного максимума электрических нагрузок всех энергоустановок входящих в структуру комплекса.

ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

Целью настоящей работы является повышение экономичности и надежности системы контроля и учета электропотребления электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными энергообъектами.

Для практической реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• разработать структуру и алгоритм функционирования СКУЭ с использованием интеллектуальных измерительных устройств для электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными энергообъектами;

• выявить закономерности изменения точности и достоверности учета электрической энергии от показателей входящих в состав СКУЭ компонентов;

• разработать модель оценки надежности СКУЭ, как системы с резервированием составляющих ее элементов, путем восстановления;

• выявить зависимость влияния уровня точности и надежности микропроцессорной системы учета с интеллектуальными счетчиками на показатели их коммерческой эффективности и энергопотребление электротехнических комплексов горных предприятий.

ИДЕЯ РАБОТЫ.

Заключается в повышении экономичности и надежности СКУЭ горных предприятий с территориально рассредоточенными объектами путем повышения точности измерений и увеличении надежности передачи информации между иерархическими уровнями благодаря применению интеллектуальных измерительных устройств на нижнем уровне и резервированием компонентов путем восстановления.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ.

Разработана структура и алгоритмы функционирования СКУЭ с интеллектуальными измерительными устройствами и системой передачи данных в электротехнических комплексах с территориально рассредоточенными электроустановками; разработана вероятностная модель функционирования СКУЭ при отказах в каналах передачи данных и резервирования их путем восстановления; выявлены закономерности изменения точности и достоверности учета электропотребления при вариации параметров измерительных трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения (ТН), электросчетчиков (ЭС) и параметров нагрузки.

ДОСТОВЕРНОСТЬ научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается достаточным объемом теоретических исследований, а также положительными результатами внедрения разработок в НГДУ «Бавлынефть».

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ заключается в следующем:

• разработана методика оценки погрешности автоматизированных систем учета, контроля и управления электропотреблением при вариации параметров входящих в ее состав элементов;

• предложена совокупность технических средств для организации СКУЭ электротехнических комплексов с территориально рассредоточенными электроустановками с применением резервирования путем восстановления, входящих в ее состав компонентов;

• обоснована коммерческая эффективность совокупности технических средств и устройств для организации автоматизированной СКУЭ.

РЕАЛИЗАЦИЯ ВЫВОДОВ И РЕКОМЕНДАЦИЙ РАБОТЫ.

Обоснован и реализован комплекс технических средств повышения экономической эффективности СКУЭ электротехническим комплексом 7 горного предприятия. За счет использования результатов диссертационной работы при внедрении СКУЭ, повышается точность и надежность сбора и передачи информации об электропотреблении. Это позволяет предпринять комплекс мер по оптимизации режимов электропотребления и повысить экономическую эффективность использования электрической энергии в электротехнических комплексах горных предприятий.

АПРОБАЦИЯ.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили положительную оценку на семинарах кафедры электротехники и электроснабжения горных предприятий СПбГГИ (ТУ), конференциях молодых ученых СПбГГИ (ТУ) в 1997-2000 годах, V международном симпозиуме "Горное оборудование, переработка минерального сырья, новые технологии, экология" С-Петербург 1997г., Межвузовской научно-практической Конференции "Освоение минеральных ресурсов Севера: проблемы и решения" Воркута 1998г., Третьей Санкт-Петербургской ассамблеи молодых ученых и специалистов Санкт-Петербург, 1998г.

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем:

Разработана структура и алгоритм функционирования автоматизированной, микропроцессорной системы контроля и учета электропотребления с использованием интеллектуальных измерительных устройств, для электротехнических комплексов горных предприятий с территориально рассредоточенными объектами. Исследованы вопросы разработки структуры систем учета электрической энергии, с применением интеллектуальных измерительных устройств. Проведен сравнительный анализ датчиков первого уровня и обоснован их выбор как базового элемента перспективной структуры СКУЭ. Обосновано применение выбранного оборудования с точки зрения совместимости оборудования.

По результатам анализа реальных схем электроснабжения, ряда горных предприятий, построена усредненная схема замещения СЭС. Предприятия по добыче, транспортировке и переработке твердых, жидких и газообразных полезных ископаемых, имеют схемы электроснабжения различной степени разветвленности и протяженности, а суммарная потребляемая электроприемниками мощность изменяется в пределах 10V70 МВА. Анализ указанных СЭС позволяет получить схему, связанную с одной секцией ГПП на стороне 6(10) кВ, в виде удовлетворяющем всей общности СЭС предприятий горной промышленности.

Установлено, что: для организации технологического процесса ГП и своевременной передачи данных о режимах электропотребления, качестве электрической энергии и режимах напряжения электротехнического комплекса горного предприятия особенно актуальна задача построения СКУЭ. Основной отличительной чертой такой системы, является организация, в ее составе, локальных сетей для передачи данных об электропотреблении и управляющих воздействий. Необходимым условием организации подобных систем является дооборудование типовых схем электроснабжения первичными устройствами учета электрической энергии, от выбора которых зависят функциональные возможности создаваемой СКУЭ. Были проведены исследования характеристик надежности систем и сетей, сделан выбор оптимальной методики расчета надежности. Разработаны рекомендации по повышению надежности систем учета.

Суммарная погрешность отсчета электроэнергии определяется несколькими составляющими и вычисляется по формуле: °ТН + °ЭС +аД+СГУ + °Íh + °кс >

Заданную величину результирующей, случайной погрешности на выходе цепочки из п элементов можно обеспечить различным сочетанием величин 5¡. Чтобы этот выбор не носил случайный характер, была сформулирована целевая функция:

Z; =at + . + ai+bi*3i+. + ak*32k + Ьк*Як+ск + . + а„* 3™ + Ъп * ¿Г +. + dn *ön +. + /„+ ÁjS2+022 +. + Sf+.Sl - d)= min,

Результаты расчетов 8Тт; 5Тн; 5эс при заданных значениях D, полученные по данным оптовых цен на некоторые виды приборов показали: при электроучете на напряжении 10 кВ наиболее высокие требования следует предъявлять к трансформаторам тока, затем электросчетчикам и в последнюю очередь к трансформаторам напряжения; для некоторых типов трансформаторов напряжения требования к их погрешности выше, чем к погрешности электросчетчиков.

Показано, что при нагрузке 40% от номинальной и ниже погрешности трансформаторов тока и индукционных счетчиков выходят за пределы нормирования для номинальных условий. Проведенные расчеты показали: выравнивание графиков нагрузки приводит к существенному уменьшению погрешностей электроучета при тех же номиналах трансформаторов тока и электросчетчиков.

Проведенный расчет относительной погрешности, вносимой дискретизацией импульсов в 5-ти и 10-ти минутных интервалах для систем с 10, 20, 50, и 100 каналами учета показал, что для того, чтобы ее величина была не более 1% на всех диапазонах частот необходимо увеличение частоты импульсов Л (Л >1 имп./мин) в несколько раз.

Разработка и конструирование СКУЭ 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.

Предложен алгоритм статистической оценки надежности системы с резервированием. Предложен метод повышения надежности резервированием элементов структуры системы, методом восстановления. Разработана вероятностная модель оценки надежности СКУЭ как системы с резервированием путем восстановления. 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.

Проведенные практические расчеты надежности систем показали: учитывая, что коэффициент а (загруженности резерва) может принимать значения 0 или 1 (в зависимости от загруженности), а соотношение между // -интенсивностью потока восстановления и Л - интенсивностью потока отказов (коэффициент а) лежит, как правило, в диапазоне от 0,5 до 100:

• с повышением коэффициентов «а и А,» 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 элементов структуры, в то время как в системе с ненагруженным резервированием ее нет.

Анализ формы суточного ГЭН реальной электроподстанции показал, что он имеет выраженный утренний и вечерний максимум нагрузки (с 8 ч. до 10 ч и с 18 ч до 20 ч). Максимальная нагрузка отдельной электроподстанции может достигать 5-6 МВт, а узла нагрузки - 30 МВт.

Установлено, что: групповой график узла нагрузки, формирующийся из индивидуальных периодических и непериодических графиков, удовлетворяет условию обобщенной периодичности. Поэтому связь между его ординатами в разные моменты времени носит случайный характер.

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.

Исследования ГЭН отдельных элкетроподстанций и узлов нагрузки ГП 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.

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 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.

При отклонении от Рср, частота значительно уменьшается; в тоже время, при снижении Рзм для предприятий нефтедобычи актуальна задача наиболее точного определения Рзм и разработки методов управления нагрузкой, что невозможно без создания современной СКУЭ.

Проведен анализ коммерческой эффективности внедрения СКУЭ. Исследован вопрос организации локальных сетей для организации передачи данных об электропотреблении и управляющих воздействий в территориально рассредоточенном электротехническом комплексе и обоснован выбор применяемого программного обеспечения. Приведены общие принципы построения локальных сетей.

154

Доказано: при измерении 100 кВт*ч энергии счетчиками предыдущего п поколения получаем отклонения равные: 100%*(1-1/10 ), а при измерении 1 мВт*ч энергии отклонение составит уже 1%, и это без учета погрешности самих счетчиков. Даже упрощенная схема подсчетов убедительно показывает преимущества использования счетчиков с максимально возможным передаточным числом. Кроме того, если учесть надежность, класс точности и универсальность микропроцессорного счетчика то его предпочтение не вызывает сомнений. Удельная стоимость жизненного цикла счетчиков Alpha изменяется в пределах от 230 до 470 руб. год, меньше чем у ЭС других типов, либо примерно такая же.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе дано решение научной задачи, заключающейся в создании автоматизированной микропроцессорной системы контроля и учета потребления электрической энергии с повышенными показателями точности и надежности для территориально рассредоточенных объектов электропотребления горнодобывающих предприятий.

1. По материалам командировки делегации Госэнергонадзора в Великобританию «Автоматизированные системы контроля, учета и управления электропотреблением Великобритании». Промышленная энергетика № 1 1993 год.

2. 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.

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

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

5. 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.

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

7. ГуртовцевА.Л. канд. техн. наук., Безносова М.Ю. инж. «Автоматизация управления энергопотреблением». Промышленная энергетика № 12 1995 год.

8. Иванов B.C., Соколов В.И. «Режимы потребления и качество электроэнергии системы электроснабжения промышленных предприятий М. Энергоатомиздат», 1987 год.

9. Менделевич В.А., Палицын Д.Б. «О создании цифровых систем автоматизации энергетическх объектов» Промышленная энергетика № 6 1994 год.

10. Жуков С.А. «Комплекс технических средств Энергия и устройство сбора данных Е443 для построения автоматизированной системы контроля и учета потребления» Промышленная энергетика № 5 1995 год.

11. Варнавский Б.П., «Первый российский конкурс Электронные счетчики классов 0,2 и 1,0» Промышленная энергетика № 12 1993 год.

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

13. Тубинис В.В. Варнавский Б.П. «Проблемы массового внедрения электронных средств учета электрической энергии в России». Промышленная энергетика №12 1994 год.

14. Денисов А.И. Образцов B.C. «Многофункциональный электронный счетчик фирмы АББ как элемент системы сбора и передачи информации». Промышленная энергетика №3 1995 год.

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

16. Аввакумов В.Г. Терешкевич Л.Б. «Принципы создания и развития энергетических систем АСУ промышленных предприятий». Промышленная энергетика № 10 1991 год.

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

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

19. Илюнин К.К., Леонтьев Д.И., Набенина Л.И. и др. Справочник по электроизмерительным приборам. Энергоатомиздат. 1983 год.

20. ГОСТ 7746-78. «Трансформаторы тока. Общие технические условия». Государственный комитет СССР по стандартам. М. 1978 год.

21. ГОСТ 1983 -77 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия (CT СЭВ 2734-80)». Государственный комитет СССР по стандартам. М. 1984 год.

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

23. Мороз И.Н. «Погрешности отсчета электроэнергии за короткие интервалы времени при использовании электросчетчиков с датчиками импульсов». Автоматическме и автоматизированные системы управления в энергетике М. 1977 год.

24. ГОСТ 8.009-84. «Нормируемые метрологические характеристики средств измерений2. Издательство стандартов. М. 1985 год.

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

26. ДедковВ.К., Северцев И.А. «Основные вопросы эксплуатации сложных систем», Учебное пособие для втузов М. Высшая школа 1976 год.

27. Креденцер Б.П., Ластовченко М.М., Сенецкий С.А., Шишонок H.A. «Решение задач надежности и эксплуатации на универсальных ЭЦВМ». М. Советское радио 1977 год.

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

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

30. Гуткин Л.С. «Оптимизация радиоэлетронных устройств по совокупности показателей качества». М. 1985 год.

31. ГОСТ 2.116-84. «Карта технического уровня и качества продукции». М. Издательство стандартов 1984 год.

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

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

34. Кудряшов P.A., Новоселов Ю.Б. «Электрические нагрузки технологических установок нефтяных промыслов», M 1982 год.

35. Минин Г.П. Копытова Ю.В., «Справочник по электропотреблению в промышленности», Энергия 1987 год.

36. Новоселов Ю.Б., Кудряшов P.A., Казьмин A.A. «Нормирование расхода электрической энергии по технологическим процессам добычи нефти.», ВНИИОЭНГ, 1984 год.39.