автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Методы и средства совершенствования управления распределительными электрическими сетями и повышения их экономичности

Акционерное общество открытого типа Научно-исследовательский институт электроэнергетики АО ВНИИЭ

На правах рукописи

УДК 621.316.1-52:621.311.1.017

Воротницкий Валерий Эдуардович

Методы и средства совершенствования управления распределительными электрическими сетями и повышения их экономичности

05.14.02 - электрические станции (электрическая часть), сети, электроэнергетические системы и управление ими

Диссертация

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва -1996

Работа выполнена в Научно-исследовательском институте электроэнергетики (АО ВНИИЭ).

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

Ведущая организация: Акционерное общество "Фирма ОРГРЭС".

Защита диссертации состоится 25 июня 1996 г. в 14 час. 00 мин. на заседании Диссертационного совета Д. 144.07.01 при Научно- исследовательском институте электроэнергетики (АО ВНИИЭ) по адресу: 115201, Москва, Каширское шоссе, д. 22, корп. 3; телефон совета

Диссертация в форме научного доклада разослана 24 мая 1996 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, кандидат технических наук,

профессор Гераскин О.Т. доктор технических наук, профессор Лещинская Т.Б. доктор технических наук, профессор Цветков Е.В.

113-28-09.

старший научный сотрудник

Общая характеристика работы

Актуальность темы исследовании. Необходимость повышения экономичности, надежности и качества электроснабжения потребителей выдвигает в качестве одного из главных направлений научно-технического прогресса в электроэнергетике комплексную автоматизацию процессов управления отраслью. Успешная практическая реализация этого направления на современном этапе невозможна без разработки и внедрения новых компьютерных технологий, автоматизированных систем управления (АСУ) распределительными электрическими сетями, перспективных методов и эффективных средств снижения потерь электроэнергии в этих сетях.

В последние годы в связи с имеющей место во всем мире тенденцией децентрализации управления все большее внимание специалистов в области АСУ уделяется разработкам и внедрению вычислительной техники и современных программных средств в практику работы нижних звеньев административного управления электроэнергетикой -предприятий и районов электрических сетей (ПЭС и РЭС).

Однако, к сожалению, большинство работ в этом направлении носит локальный характер, выполняется для отдельных функций и задач структурных подразделений ПЭС и РЭС. Эти работы недостаточно связаны между собой, используют различные форматы и структуру баз данных, что приводит к необоснованному дублированию информации, существенно снижает эффект от внедрения дорогостоящего технического и программного обеспечения АСУ ПЭС и РЭС.

С учетом передового отечественного и зарубежного опыта, современного развития программных и технических средств управления электрическими сетями и тенденций их развития становится все более ясной необходимость интеграции автоматизированного управления отдельными технологическими процессами и структурными подразделениями ПЭС и ЮС в единую интегрированную систему ИАСУ ПЭС. Создание такой системы должно базироваться на стандартизации решений по техническому, информационному и программному обеспечению ИАСУ.

Одной из первоочередных задач АСУ ПЭС и РЭС, автоматизация решения кото'рой с применением ЭВМ началась еще в середине 60-х годов и остающейся актуальной поныне, является задача расчета, анали-

за и нормирования технических и локализации коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. Попытки широкого внедрения в течение последних 20-25 лет программ расчета потерь в распределительных сетях 0,38-10 кВ наталкивались, как правило, на значительные трудности со сбором, подготовкой и поддержанием базы данных для расчетов. Опыт показал, что наиболее эффективным направлением преодоления указанных трудностей является включение программ расчета потерь в комплекс технологических программ ИАСУ ПЭС.

Эффективность практического использования комплекса и снижения потерь в электрических сетях в значительной степени зависит от квалификации персонала ПЭС и РЭС. Поэтому одним из необходимых условий совершенствования системы управления распределительными электрическими сетями и повышения экономичности их работы является соответствующая профессиональная подготовка персонала ПЭС и РЭС к внедрению программных и технических средств управления, методов оптимизации режимов и мероприятий по снижению потерь.

Таким образом разработка и внедрение ИАСУ ПЭС и в ее составе программ расчета, анализа и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии, повышение квалификации персонала ПЭС и ЮС с целью ускорения его адаптации к этому внедрению представляют собой весьма актуальную комплексную народнохозяйственную и научно-техническую проблему, решение которой позволяет повысить эффективность, надежность и качество передачи и распределения электроэнергии.

В диссертационной работе обобщены результаты многолетних исследований автора в области теории и практики разработки и внедрения ИАСУ ПЭС и РЭС, расчетов, анализа, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях, опыт его работы на факультетах и в институте повышения квалификации руководящих работников и специалистов Минэнерго СССР и РАО "ЕЭС России".

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с научно-техническими программами Госкомитета СССР по науке и технике О.Ц.ООЗ "Дальнейшее развитие ЕЭС СССР с целью повышения ее эффективности, надежности работы и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях", 0.37.21 "Разработка и внедрение новых методов электрификации сельского хозяйства", научно-техническими программами отрасли "Электроэнергетика": 05 "Интегрированная автомати-

зированная система управления "И АСУ-Энергия", 07 "Энергосбережение", 21 "Подготовка персонала и новые учебные технологии".

Цель работы заключалась в решении народнохозяйственной и научно-технической проблемы повышения эффективности и качества управления распределительными электрическими сетями напряжением 0,38-110 кВ на основе разработки концепции развития и внедрения комплекса технологических программ И АСУ ПЭС, научно-обоснованных методов и средств расчета, анализа и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в сетях, повышения квалификации персонала. ■

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

- исследовать состав, объемы и потоки информации и разработать функционально-алгоритмическую структуру ИАСУ на основе анализа задач подразделений ПЭС и РЭС;

- разработать основные направления создания и развития автоматизированной системы управления предприятий и районов электрических сетей ПЭС и РЭС;

- разработать методику и оценить некоторые наиболее важные составляющие экономической эффективности ИАСУ ПЭС;

- выделить задачи, требующие первоочередной автоматизации их решения с применением средств АСУ, разработать и внедрить соответствующие комплексы программ, в том числе по расчету, анализу и нормированию потерь электроэнергии в электрических сетях, как составляющей баланса электроэнергии и одной их основных задач ИАСУ ПЭС;

- разработать методы и средства снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях, методы оценки экономической эффективности и организационный механизм внедрения мероприятий по снижению потерь в практику эксплуатации ПЭС и ЮС;

- разработать основные требования к системе повышения квалификации персонала ПЭС для лучшей его адаптации к работе в условиях функционирования ИАСУ и совершенствования хозяйственного механизма в электроэнергетике.

Научная новизна исследований

1. Исследованы потоки информации между структурными подразделениями ПЭС, уровнями диспетчерской иерархии энергосисте-ма-ПЭС-РЭС, задачами АСДУ ПЭС, разработаны организационная, функциональная и функционально-алгоритмическая структуры ИАСУ ПЭС.

2. Разработана математическая модель вероятностно-статистического анализа временной загрузки диспетчера ПЭС в виде пятиузловой цепи Маркова.

3. Обоснованы и сформулированы основные научно-технические требования к этапам развития^ИАСУ ПЭС.

4. Разработана методика оценки технико-экономической эффективности ИАСУ ПЭС с учетом разновременности затрат на ее создание.

5. Разработана информационная модель для решения комплекса технологических задач ИАСУ ПЭС.

6. Сформулирована задача, разработаны и внедрены алгоритм, методика и программа автоматизированного расчета неучтенной электроэнергии в распределительной электрической сети 0,38-10 кВ на основе анализа допустимых и фактических небалансов в комплексе с решением задач АСДУ ПЭС.

7. Предложен новый способ определения по результатам измерений мест неучтенной электроэнергии в коммунально-бытовом сельскохозяйственном секторе с учетом результатов расчета небалансов.

8. Разработаны и уточнены математические модели и алгоритмы расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38-110 кВ в условиях функционирования ИАСУ ПЭС.

9. Разработан типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии, совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии. Предложены методы уточнения количественных оценок технико-экономической эффективности мероприятий.

10. Разработаны, технически и экономически обоснованы нетрадиционные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях, в том числе по компенсации токов намагничивания и минимальной реактивной нагрузки распределительных трансформаторов, а также по рациональному и более эффективному использованию

теплоты потерь силовых трансформаторов для экономии электроэнергии на собственные нужды подстанций.

11. Разработана методика расчета оптимальных потерь электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ с учетом допустимых в них потерь напряжения.

12. Обоснованы и сформулированы основные требования к совершенствованию учебно-методического обеспечения подготовки оперативного персонала и повышения квалификации руководящих работников и специалистов ПЭС и РЭС.

Практическая ценность работы

1. Результаты работы позволяют на практике перейти к применению современных средств сбора, передачи, обработки и отображения информации, современных методов принятия решений, в управлении режимами и эксплуатацией распределительных электрических сетей ПЭС и ЮС.

2. Внедрение разработанных комплексов программ позволяет решать ряд задач на качественно новом уровне. В частности, объединение в одном комплексе на общей информационной базе задач расчета и оптимизации режимов, потерь электроэнергии' в электрических сетях и задач учета электропотребления дает возможность рассчитать и определить в первом приближении места неучтенной электроэнергии в распределительных сетях 0.38-10 кВ.

3. Разработанный прибор "Квант" позволяет уточнить конкретные места неучтенной электроэнергии у сельскохозяйственных коммунально-бытовых потребителей.

4. Выполненные исследования по анализу структуры и потоков информации внутри ПЭС и между уровнями иерархии управления могут использоваться при разработке технических средств межуровневого обмена информацией между АСДУ ПЭС и энергосистемы, совершенствовании структуры баз данных ИАСУ.

5. Разработанная методика расчета технико-экономической эффективности ИАСУ ПЭС позволяет оценить целесообразность финансирования проектов АСУ и их развития.

6. Предложенные направления совершенствования учебно-методического обеспечения подготовки персонала электрических сетей могут быть использованы при разработке учебных планов и программ для обучения оперативно-диспетчерского персонала ПЭС в от-

раслевом тренажерном центре, при создании института менеджмента РАО "ЕЭС России" и организации учебного процесса в нем, на отраслевых факультетах повышения квалификации и в учебных центрах.

Практическая реализация результатов работы

1. С учетом научных результатов диссертации утверждено, издано и внедрено тринадцать отраслевых нормативно-технических документов.

2. Разработанный комплекс технологических программ ИАСУ ПЭС внедрен в промышленную эксплуатацию более чем в 30 предприятиях электросетей РФ. Решением Оргкомитета международной выставки "Вычислительная техника в энергетике" комплекс программ рекомендован к внедрению во всех электросетевых предприятиях и организациях отрасли "Электроэнергетика".

3. В комплекс программ в качестве составной его части включены программы расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях. По этим программам выполнены расчеты нормативных характеристик и нормативов потерь электроэнергии в электрических сетях Тамбовэнерго, Гурьевэнерго, Барнаулэнерго, Кузбас-сэнерго, Киргизэнерго.

4. Разработанный прибор "Квант" для дистанционного контроля параметров и выявления мест неучтенной электроэнергии в распределительных сетях серийно выпускается в НПО "Зенит".

5. Разработки по рациональному использованию теплоты нагрева трансформаторов для снижения потерь в сетях реализованы в проекте-аналоге установки отбора теплоты одной из подстанций Борисовского ПЭС Минскэнерго и одобрены руководством Минэнерго республики Беларусь.

6. На основе внесенных предложений в Типовое положение о центральной диспетчерской службе ПЭО (РЭУ) во многих энергосистемах созданы сектора (группы) по расчету и анализу потерь электроэнергии в электрических сетях.

7. Разработанный типовой перечень мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях и унифицированный макет отчетных данных энергосистем по этим мероприятиям включены в форму статистической внутриотраслевой и внутрифирменной отчетности № 7-энерго, что позволило автоматизировать процесс обработки и анализа этих форм.

8. Разработанные методы и нормативные документы, кроме своего прямого назначения, составляют основу лекций по АСУ электрических сетей, расчетам, анализу и снижению потерь электроэнергии, которые много лет читаются автором на факультете повышения квалификации руководящих работников и специалистов РАО "ЕЭС России" и в институте повышения квалификации госслужащих РФ.

Для системы повышения квалификации персонала ПЭС и энергосистем автором по указанным темам подготовлено и опубликовано 9 методических учебных пособий и письменных лекций.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Одним из главных направлений совершенствования управления электроэнергетическими объектами является создание и внедрение в промышленную эксплуатацию ИАСУ ПЭС, организационная и функциональная структура которой должна представлять собой многоуровневую систему, сочетающую функции автоматизированного диспетчерского, производственно-технического и организационно-экономического управления, автоматизированного управления технологическими процессами подстанций, автоматизированного контроля и управления энергопотреблением, и обеспечивающую совместное функционирование АСУ на уровнях ПЭС, РЭС и участков электрических сетей.

2. Развитие ИАСУ ПЭС должно проходить поэтапно с постепенной последовательной автоматизацией задач структурных подразделений ПЭС, РЭС и участков электрических сетей, начиная с верхних уровней диспетчерской и административной иерархии.

3. Технико-экономическая эффективность внедрения ИАСУ ПЭС должна оцениваться с учетом разновременности капиталовложений по этапам ее создания и развития. Расчеты по разработанной в диссертации методике показывают, что интегральный коэффициент рентабельности капитальных вложений на внедрение ИАСУ ПЭС увеличивается до значений 0,4-0,6, соответствующих сроку окупаемости 1,5-2,5 года, на этапах перехода к автоматизированному решению задач оперативного управления режимами и оптимального управления ремонтным и эксплуатационным обслуживанием электрических сетей.

4. Затраты на сбор , обработку, хранение и использование схемной и режимной информации о распределительных электрических сетях 0,38-10 кВ становятся рентабельными только при решении комплексов

технологических задач ИАСУ ПЭС с применением интегрированных графических и семантических баз данных.

5. Эффективное решение задач расчета и снижения коммерческих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях возможно только с использованием программных и технических средств ИАСУ ПЭС и РЭС.

6. Разработка типового перечня мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях и его унификация позволяют обеспечить организационное и методическое единство работы в энергосистемах по экономии электроэнергии в сетях, автоматизировать статистическую обработку и анализ отчетных данных энергосистем по снижению потерь.

Внедрение в эксплуатацию разработанных в диссертации нетрадиционных мероприятий по снижению потерь (компенсации намагничивающего тока холостого хода и минимальной индуктивной нагрузки сельскохозяйственных распределительных трансформаторов 6-10/0,4 кВ и отборов теплоты нагрева силовых трансформаторов для теплоснабжения производственных помещений на подстанциях) позволило бы получить в энергосистемах РФ дополнительно около 1,3-1,6 млрд. кВт.ч экономии электроэнергии в год.

7. Эффективность внедрения ИАСУ ПЭС в целом и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии, в частности, решающим образом зависят от уровня подготовки персонала ПЭС и ЮС к использованию современных технологий управления электрическими сетями, анализа режимов их работы, балансов электроэнергии.

Основной вклад автора в разработку избранных проблем

Лично автором разработаны:

организационная, функциональная и функционально-алгоритмическая структуры ИАСУ ПЭС и ЮС;

- методика расчета технико-экономической эффективности ИАСУ ПЭС с учетом разновременности затрат на ее создание и,развитие;

- алгоритм и методика допустимых и фактических небалансов и выявления неучтенной электроэнергии, математические модели и методы расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38-110 кВ в условиях функционирования ИАСУ ПЭС;

и

- типовой перечень мероприятий по снижению потерь и мероприятий по совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии в электрических сетях, методы оценки экономической эффективности отдельных мероприятий;

основные требования к совершенствованию учебно-методического обеспечения подготовки руководящего и оперативно-диспетчерского персонала ПЭС и РЭС по вопросам внедрения АСУ и повышения экономичности работы электрических сетей.

Под научным руководством и при непосредственном участии автора разработаны:

- концепция и основные научно-технические требования по созданию и развитию ИАСУ ПЭС и ЮС;

- комплекс технологических программ ИАСУ ПЭС для распределительных сетей 0,38-110 кВ, основные принципы его функционирования и направления развития;

- экспресс-методика оценки экономической эффективности применения трансформаторов с РПН и автоматического регулирования напряжения в замкнутых электрических сетях;

- нетрадиционные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях: компенсация токов намагничивания и минимальной реактивной нагрузки распределительных трансформаторов, рациональное использование теплоты потерь силовых трансформаторов.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы проверены и получили одобрение в энергосистемах и ПЭС в процессе внедрения и использования разработанных методик, комплексов программ и нормативно-технических документов. Основные результаты работы докладывались на научно-технических Советах Минэнерго и ГКНТ СССР, на международных конференциях по автоматизированным системам управления в Болгарии, на конгрессе по учету электроэнергии во Франции, на зональных совещаниях-семинарах энергосистем Казахстана, Сибири и Дальнего Востока, на 17 Всесоюзных конференциях, на техсоветах ряда энергосистем, в том числе в странах дальнего зарубежья: ГДР, Чехословакии, Польше, на ряде отраслевых республиканских научно-технических совещаний и семинаров.

По результатам внедрения научных исследований диссертант награжден серебряной медалью ВДНХ СССР, медалью ВВЦ РФ, Почетными Грамотами Минэнерго СССР и Минтопэнерго РФ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 104 печатных работы, в том числе 13 нормативных документов Минэнерго СССР, Минтопэнерго РФ и РАО "ЕЭС России", 2 книги в соавторстве, 5 публикаций за рубежом, 9 брошюр - письменных лекций и методических пособий для факультета повышения квалификации руководящих работников и специалистов электроэнергетической отрасли, получен патент и авторское свидетельство на изобретения.

Основное содержание работы 1. Постановка задачи. Показатели повышения эффективности управления электрическими сетями. Задача состоит в получении дополнительной прибыли от внедрения предлагаемых в работе методов, математических моделей, технических средств и программного обеспечения ИАСУ ПЭС:

max A nT[a,№,Y,K,H3,Z(a,co,Y),t] (1)

при уравнениях связи

F (а ,со,уД)=0 (2)

и ограничениях: по пропускной способности линий и трансформаторов Imin < I < Imax; качеству напряжения у потребителей Umin < U < Umax; надежности электроснабжения : Nn < Nnmax, Тп < Тпшах, V/иед < \Унедшах.

В уравнениях (1)-(2): а - вектор коммутационного состояния линий и трансформаторов электрической сети: состоящий из векторов номеров узлов и ветвей, вторых и третьих адресных отображений, определяющих конфигурацию сети; со - вектор схемных параметров электрической сети, состоящий из векторов паспортных данных и электрических параметров линий и подстанций, векторов показателей надежности, дефектов, технического состояния оборудования электрических сетей; у-вектор режимных параметров электрической сети, состоящий из векторов замеров нагрузок и напряжений в узлах электрической сети, векторов потоков электроэнергии по ступеням напряжения электрической сети; К - вектор удельных показателей стоимости строительства и реконструкции линий и подстанций; Иэ - вектор показателей стоимости эксплуатации, технического обслуживания и ремон-

та электрических сетей, Z(a,со,у) - вектор результатов расчета и оптимизации установившихся режимов, включающий вектор потоков и потерь мощности и токов нагрузки по участкам, вектор уровней напряжения в узлах сети, вектор потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Imin, Imax - векторы верхних и нижних пределов нагрузки линий и трансформаторов; Umin, Umax -векторы предельно допустимых уровней напряжения в узлах; Nn- число перерывов электроснабжения, Тп -суммарная длительность перерывов, Wнед - количество недоотпущен-ной энергии.

Прирост прибыли в формуле (1) определяется как разность прибыли до (Пг) и после (П|) внедрения соответствующих методов, моде.--лей и средств:

АП=П,-П2. (3)

При равенстве суммы налогов и выплат до и после внедрения средств ИАСУ ПЭС и мероприятий по снижению потерь электроэнергии прирост прибыли определяется из выражения:

ДП = 5Р + 8Иэ - Иаэ, (4)

где 5Р - увеличение выручки от реализации электроэнергии, 8Иэ - снижение затрат на эксплуатацию и ремонт электрических сетей, Иаэ -увеличение расходов на амортизацию и эксплуатацию дополнительно введенного оборудования.

Увеличение выручки от реализации электроэнергии в формуле (4) можно представить в виде суммы:

5Р = 5Скп + 8Стп + 5Сн + 5Шк, (5)

где 5Скп, 5Стп - снижение стоимости коммерческих и технических потерь электроэнергии, соответственно; 5Сн - снижение стоимости планового и аварийного недоотпуска электроэнергии потребителям; 5Шк - уменьшение скидок с тарифа за электроэнергию пониженного качества.

Кроме количественных показателей повышения эффективности работы электрических сетей, весьма важное значение имеет повышение качества и культуры их эксплуатации, освобождение персонала ПЭС и РЭС от значительной доли рутинной работы, улучшение качества обслуживания потребителей и поставок электроэнергии. Решение этих задач невозможно без повышения квалификации персонала ПЭС и РЭС по вопросам применения новых компьютерных технологий, мето-

дов и средств экономичного ведения режимов, современных методов управления распределительными электрическими сетями.

Таким образом, под повышением эффективности управления электрическими сетями в работе понимается получение дополнительной прибыли в энергосистеме, повышение качества и культуры эксплуатации сетей при условии выполнения ограничений по пропускной способности линий и трансформаторов, надежности и качества электроснабжения потребителей на основе внедрения ИАСУ ПЭС, средств снижения потерь электроэнергии в сетях и повышения квалификации персонала.

2. Результаты обследования ПЭС и РЭС как объектов управления.

Для решения задачи (1)-(4), выбора основных направлений создания и развития ИАСУ проведено обследование, рассмотрены функции и задачи служб и отделов ПЭС и РЭС, выполнен анализ уровня автоматизации и телемеханизации распределительных сетей, оснащения их средствами связи и регулирования напряжения. Особенно подробно обследована оперативно диспетчерская служба (ОДС) ПЭС, автоматизация деятельности которой должна осуществляться в первую очередь. В частности, изучена документация ОДС, проанализированы затраты времени на выполнение основных диспетчерских функций. На основе изучения записей в диспетчерских журналах в дневные и ночные смены выполнен анализ загрузки диспетчера в течение этих смен, в том числе в течение смен, связанных с локализацией и ликвидацией аварий. Это позволило получить упрощенную модель вероятностно-статистической оценки загрузки диспетчера в виде непрерывной пятиузловой цепи Маркова[51]:

- наблюдение, контроль и анализ режима сети, просмотр инструкций, справочного материала, отдых(сообщения в диспетчерскую службу не поступают);

Б: - сбор и регистрация сведений о нагрузках и напряжениях;

Бз - переговоры по телефону и радио, связанные с приемом телефонограмм и сообщений об аварийных отключениях; выдачей справок с предупреждением абонентов об отключении; информацией руководства (оперативного и административного);

Бц - переговоры по телефону и радио, связанные с руководством подчиненным оперативным персоналом при переключениях во время

реализации плановых, внеплановых и аварийных заявок, регулировании режима;

Б5 - ведение записей в журналах.

Последовательность переходов из состояния в состояние принята в модели простейшей пуассоновской, т.е. обладающей свойствами стационарности, ординарности и отсутствием последействия (рис. 1). Эти допущения позволили представить процессы, происходящие в системе диспетчерского управления электрическими сетями, в виде графа состояний (рис. 2).

Этот граф построен на основании фотографий рабочих смен диспетчера ПЭС, в которых-фиксировались последовательности переходов, а также длительности нахождения диспетчера в каждом состоянии.

На основе полученных данных и описания графа состояний в виде системы дифференциальных уравнений Колмогорова (6) были вычислены плотности вероятностей перехода из состояния Б: в состояние и предельные вероятности Р1, Р2...Р5 этих состояний:

0,33

0,22

0,11

а

[мин

1 3 5 7 9 11 12 и >

Гистограмма распределения длительностей интервалов между состояниями системы диспетчерского управления сетями ПЭС Рис. 1

Граф состояний Рис.2

Е

dPl/dt = - ( X\2 + Я.1.3 + X.1.4 + Xl-5)P 1+Л2.1Р2+ХЗ. 1 P3+UlP4+te.lPS; dP2/dt = - ( X.2.1 + Ъ..ъ + 7,2 A + Л2.5)Р2+/Л.2 Pl+-),3.2 Рз+Л4.2Р4+ЬлР5; (iP3/dt = - ( ХЗ.1 + /3.2 4- ЪА + Ь.5)Рз+Л1.зР1+Ь.зР2 +U3P4+X5.3P5; (6) dPj/dt = - ( Х4.1 + Х4.2 4- + ÄA5)P4+X.UPl+X2.4P2 +Ь.4Р4+Х5.4Р5;

dP5/dt = - ( Л5.1 + Л5.2 + 15.3 + Ь.4)Р5+Л1.5Р1+/,2.5Р2 +ÄJ.5P3+UsP4;

= lim [ Pij (At) / At] = qj / ti, где qj = Nj / Inj.

At-»0

Численные значения вероятностей показали, что автоматизация сбора и регистрации сведений о нагрузках и напряжениях, унификация форм записей в журналах с автоматической регистрацией в ПЭВМ диспетчерских переговоров позволит разгрузить диспетчера на 20-30 % для инженерной, творческой, нерутинной работы и повысить его готовность к квалифицированному анализу причин возникновения аварий, принятию мер по их локализации и ликвидации.

На основе результатов обследования ОДС составлены перечни функций и задач автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) для трех уровней: ПЭС, ЮС и участков электрических сетей (УЭС), функциональная схема потоков информации между задачами. Процесс принятия оптимальных решений в АСДУ представлен в виде иерархической совокупности трех замкнутых контуров, в которых протекают циклические процессы долгосрочного, краткосрочного планирования режимов, оперативного контроля и управления. Одним из главных принципов, объединяющих эти процессы является принцип обратной связи управляющего звена и объекта управления (рис. 3) [1].

3. Организационная и функциональная структуры, основные научно-технические требования к созданию и развитию ИАСУ ПЭС. В конечном развитии организационная и функциональная структуры ИАСУ ПЭС должны представлять собой интегрированную многоуровневую систему, сочетающую функции автоматизированного диспетчерского (АСДУ), производственно-технического (АСПТУ) и организационно-экономического управления (АСОУ), автоматизированного управления технологическим процессами (АСУ ТП) подстанций, автоматизированного контроля и управления энергопотреблением (ЛСКУЭ) и обеспечивающую совместное функционирование АСУ на уровнях ПЭС, ЮС и УЭС (рис. 4) [2-4].

Приказы и распоряжения ЦДС АО-знерго, руководства ПЭС Краткосрочное планирование режимов ф Ь УУ

АБД коррекция ид

| ОУ

+

9 Формиро» вание ИД - Решение задач планирования режимов область допустимости решений

Выход из контура вышестоящего временного уровня 1 оля решение задачи Вход в контур нижестоящего временного уровня

Контроль и обработка данных Принятие решения .... ...

Объекты управления - электрические сети

| внешние возмущения |

Структурная схема принятия решения в АСДУ ЛЭС:

АБД— автоматизированный банк данных, ИД— исходные данные, Ф — фильтр, УУ—устройство управления, ОУ—объект управления, ЦДС — центральная диспетчерская служба.

Рис. 3

АСУ ПЭС

АСУТППС ПЭС АСДУ АСП7У АСОУ АСКУЭ

--------- — »-— .--.-.-.-.г::.-............. АСУ РЭС

асугтппс рэс . р ■ АСДУ АСПТОУ АСКУЭ

АСУ УЭС

АСУТППС УЭС 1- АСДУ АСПТУ АСКУЭ

Организационная и функциональная структуры ИАСУ ПЭС

Рис. 4

Учитывая, что каждая из выше упомянутых функций реализуется в результате решения комплекса взаимосвязанных задач на уровнях долгосрочного, краткосрочного планирования и оперативного управления, ИАСУ ПЭС должна разрабатываться как информационно-управляющая система, функционирующая в трехмерном пространстве с координатами: уровень иерархии, время, назначение задач и характеризующаяся множеством ее входов Х((), выходов У(1) и управляющих воздействий И^). При этом функционально-алгоритмическая структура ИАСУ ПЭС в целом должна представлять собой объединенное комплексным алгоритмом управления Ф множество взаимосвязанных функций {Руд}, каждая их которых состоит из множества задач { ^.к}, имеющих в свою очередь множество входных X, выходных У и управляющих и параметров, т.е.:

Ф = {И¿Ы Под,к (XIУУД,к,5, иуд,к,1) ]}, (7)

где I = 1, 2,..., число функций ИАСУ ПЭС на .¡-м иерархическом и 1-м временном уровнях управления; j = 1,2,..., %- число иерархических уровней управления (в нашем случае пу=3); 1=1,2,....ги - число временных уровней управления (в нашем случае ш=3) ; к=1,2, ..., пр - число задач 1-й функции, ]-того иерархического и 1-го временного уровня; 1 = 1, 2, ..., Пвд,£,к, в = 1, 2, ..., Пвыхдд,г, г = 1,2, ..., пищ,к' - соответственно, число входов, выходов и управляющих воздействий по к-й задаче, ¡-й функции, го иерархического и |>го временного уровня. Целевой функцией комплексного алгоритма управления Ф (7) является задача (1)-(2).

При разработке программного обеспечения ИАСУ ПЭС каждая из задач в формуле (7) представляется в виде ш ступеней разбиения - расчетных модулей, блоков, операторов и команд. Следовательно в более общем виде функционально-алгоритмическая структура ИАСУ ПЭС, в соответствии с известными теоретическими положениями о структуре сложных иерархических систем, может быть представлена в виде множества:

Ф={Р1('),.,рп1С) ,^(2) (Г ,(»),„^ <'>),.,№> (№-" ),.,Ршп<т> (Ш»-1))}, (8)

где 1=1 ]=1,..., пт) -уя функция управления 1-й ступени разбиения общего алгоритма управления электрическими сетями ПЭС;

Г/> = {Р)(') ( ГИ'-" ).....Ршп^ шп''-" )} - .¡-я задача управления 1-й ступени

разбиения, как множество расчетных модулей (блоков) на ¿-1 ступени разбиения.

Практическая реализация такой многофункциональной иерархической системы в полном объеме очень сложна, сопряжена с рядом организационных, методических и технических трудностей и поэтому должна осуществляться поэтапно.

В работе с учетом сформулированных подходов к организационной и функциональной структурам, на основе результатов обследования ПЭС и РЭС, анализа технического состояния отечественных распределительных сетей, существующего уровня их автоматизации и телемеханизации, тенденций развития АСУ в передовых отечественных энергосистемах и за рубежом, разработаны основные научно-технические требования к следующим этапам развития ИАСУ ПЭС [2-4, 6, 45, 55, 58]:

АСДУ ПЭС —► АСДУ РЭС— АСУ ПЭС и ЮС — ИАСУ ПЭС

АСДУ и АСУ ПЭС и РЭС подстанций вводятся в эксплуатацию, как правило, в одну очередь,. Ввод в действие ИАСУ ПЭС может выполняться двумя очередями. Перечисленные этапы характеризуются следующими признаками:

- этап создания АСДУ ПЭС и РЭС характеризуется решением на ЭВМ задач реального времени, осуществляющих информационное обслуживание диспетчера, а также решением задач планирования режимов электрических сетей. Объем обрабатываемой телеинформации на этом этапе сравнительно невысок - до 100 ТИ. Задачи решаются на ПЭВМ ПЭС и отдельных РЭС;

- на этапе создания АСУ ПЭС и РЭС решаются задачи АСДУ ПЭС и ЮС, внедряются автоматизированные рабочие места (АРМ) специалистов функциональных служб и отделов ПЭС и ЮС: инженеров ПТО, ПТС, распределительных сетей, релейной защиты и изоля-

ции, инженера по режимам, диспетчера, работников отдела распределения и контроля электроэнергии и т.п. На этом же этапе реализуются отдельные функции АС ПТУ и АСОУ: управления ремонт-но-техническим обслуживанием, бухгалтерским учетом, сбытом энергии на основе автоматизированной системы сбора, обработки и передачи информации. Создаются локальные вычислительные сети (ЛВС) в начале в ПЭС и на последующих этапах - в ЮС. При построении ЛВС наиболее перспективной является технология "клиент-сервер" с постепенным усовершенствованием ее архитектуры: от файлового сервера к серверу баз данных, а в последующем - к серверу приложений.

Первая очередь создания ИАСУ ПЭС-включает в себя решение задач предыдущих этапов, а также формирование и развитие оперативных информационно-управляющих комплексов (ОИУК). В частности, первая очередь создания ИАСУ ПЭС предусматривает: решение задач оперативного и автоматического управления режимами электрических сетей в реальном времени, включая телеуправление с охватом 10-30% объектов управления (подстанций); внедрение диалоговых систем и систем телеобработки данных на отдельных подстанциях; дальнейшее развитие ЛВС, организация межмашинного обмена АО-энерго-ПЭС-РЭС. На этом этапе развития ИАСУ ПЭС в комплексе с АСДУ функционируют достаточно развитые системы АСПТУ, АСОУ и АСКУЭ, в частности: управление механизмами и транспортом, ремонтно-техническим обслуживанием, капитальным строительством, трудом, кадрами и бухгалтерским учетом. Охват энергообъектов автоматизированной системой связи составляет 40-60%.

Вторая очередь ИАСУ ПЭС, получившая название "развитие ИАСУ", предусматривает: внедрение систем автоматического управления; установку ПЭВМ и создание АСДУ в большинстве ЮС (не менее 80%) с охватом объектов управления (подстанций) до 80%; оснащение основных подстанций и крупных потребителей счетчиками и сумматорами с передачей данных на диспетчерские пункты, решение средствами АСКУЭ задач расчетного учета электроэнергии; расширение объема автоматизации функций АСПТУ и АСОУ на базе развитых систем телеобработки, диалоговых систем, широкого внедрения АРМ, расширения объема внедрения действующих и создание новых АСУ ТП подстанций; широкое внедрение телекомплексов и их связь с ОИУК, рас-

ширение межмашинного обмена АО-энерго-ПЭС-РЭС; развитие ЛВС и создание информационной вычислительной сети.

Вторая очередь развития ИАСУ ПЭС характеризуется сравнительно высокими объемами обрабатываемой телеинформации - до 300-800 ТИ и практически 100%-м охватом энергообъектов автоматизированной системой связи.

АСКУЭ на первом этапе развития ИАСУ ПЭС обрабатывает показания счетчиков электроэнергии на границах ПЭС и РЭС и отдельных крупных подстанциях электрической сети с постепенным расширением объемов обработки во второй очереди, включая крупных потребителей электроэнергии.

В области информационного обеспечения наибольшее внимание должно быть уделено разработке: структуры единой распределенной базы данных АСДУ на уровнях ПЭС, РЭС; типовых структур локальных баз данных на энергообъектах и информационного обмена между ними; отраслевых стандартов информационного обеспечения технологических расчетов, оптимальных межуровневых потоков информации. Уже на первых этапах развития ИАСУ ПЭС должен быть обеспечен информационный обмен между базами данных реального времени, планирования режимов и потребителей электроэнергии для расчетов и оптимизации установившихся режимов по данным телеизмерений, оперативного контроля балансов мощности и электроэнергии в электрических сетях.

В работе сформулированы требования к системному, системно-технологическому и прикладному программному обеспечению (ПО) ИАСУ ПЭС. Основные требования к системному ПО - необходимость создания "открытых вычислительных систем", которые в соответствии со стандартом IEEE определяются как "системы, успешно использующие открытые спецификации для интерфейсов обслуживания и поддержки форматов, обеспечивающих решение технологических задач". При этом сетевые операционные системы должны обслуживать запросы от персональных компьютеров-клиентов, работающих на базе различных платформ: DOS, WINDOWS, UNIX и пр. Системно-технологическое ПО, содержащее текстовые и графические редакторы, интегрированные пакеты, геоинформационные системы, должно обеспечивать удобное, максимально адаптируемое к требованиям эксплуатации, пользование прикладным ПО. Последнее, в свою очередь,

должно: функционировать в среде современной или перспективной операционной системы (лучше в нескольких средах); иметь информационный интерфейс для работы с современными СУБД и удобный графический человеко-машинный интерфейс; соблюдать один из имеющихся стандартов хранения графической информации; обеспечивать возможность взаимодействия с другими прикладными программами.

4. Методика оценки технико-экономической эффективности ИАСУ ПЭС. С учетом формул (1)-(5) и разновременности затрат на поэтапное развитие ИАСУ ПЭС в работе предложены методика расчета [55, 60] и критерий сравнительной эффективности в виде интегрального коэффициента рентабельности капиталовложений [60], определяемого по формуле:

т т I (5Р1+5ИэО(1 +Еп)"' -{Иро+Еп/[(1 +Еп)т<31-1]} Е К, (1+Еп)-' 1=1 1=1 Ерт =- , (9)

2 К,( 1+Е„)-' 1=1

т т

где 2 (5Рс +5Иэ1)(1-НЕ„У1, 2 К.1 (1+Е„ V1 - дисконтированные за период

1=1 1=1

Т создания и развития ИАСУ ПЭС прирост выручки от реализации электроэнергии, экономия затрат на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей, капиталовложения на внедрение ИАСУ, соответственно; Еп - коэффициент приведения разновременных составляющих экономии и затрат; Иро - нормативный коэффициент отчислений от капиталовложений на ремонт и обслуживание; Тел - срок службы технических средств ИАСУ ПЭС. Прирост выручки 5Рг в формуле (9) определяется в виде суммы (5), составляющие которой в соответствии с методикой [55], определяются следующим образом:

5Скп + 5Стп = ( ДЛУкрк + Л\Ут|Зэ)ТДэ, (10)

где А \Ук, Д - коммерческие и технические потери электроэнергии в электрических сетях ПЭС, соответственно, {к, |3э - доля сокращения коммерческих и технических потерь электроэнергии за счет внедрения средств ИАСУ ПЭС; Цэ - среднеотпускной тариф на электроэнергию по энергосистеме.

п

ш

5Сн = Б1^ kпi Уш + £kaj Уа),

(И)

¡=1

где Wпi, Waj - годовой недоотпуск электроэнергии из-за плановых (п) и аварийных (а) отключений и отказов оборудования в сетях; кш , к а] - доля снижения плановых и аварийных отключений и отказов за счет внедрения ИАСУ ПЭС, соответственно; Уш, Уа] - удельный ущерб от недоотпуска 1 кВт.ч электроэнергии из-за плановых, аварийных отключений и отказов оборудования; п - число плановых, ш - число аварийных отключений в год.

где V/ - суммарное годовое потребление электроэнергии по ПЭС в целом; кпр - доля промышленных потребителей в общем электропотреблении, на которых распространяются скидки к тарифам на электроэнергию; со - доля промышленных потребителей, получающих электроэнергию пониженного качества; осик - величина сокращения количества некачественной электроэнергии за счет внедрения ИАСУ ПЭС; С -скидка с тарифа за некачественную электроэнергию.

Численные значения Д"\Ук, ДЛУт, |3к и рэ в формуле (10) определяются по методикам и программам, разработанным в диссертации (см. разд. 6 доклада).

Наиболее вероятные диапазоны значений кш , ка], анк в формулах (11,12) определены экспертным путем с учетом имеющихся публикаций и выполненных работ и приведены в [55].

На основе разработанной методики получены количественные оценки составляющих эффекта и затрат на примере среднего ПЭС РФ. Расчеты показали, что на первых этапах развития ИАСУ ПЭС, когда решаются, как правило, информационно-справочные задачи и задачи планирования и оптимизации режимов, улучшается в основном качество управления электрическими сетями, снижаются потери электроэнергии в них. Капиталовложения на внедрение ИАСУ ПЭС при этом практически не окупаются в приемлемые сроки. Коэффициент рентабельности Ерт достигает значений 0,4-0,6 лишь при переходе на автоматизированное решение задач оперативного управления режимами и оптимальное управление ремонтным и эксплуатационным обслужива-

5Шк = кпр со анк С Цэ,

(12)

нием электрических сетей, т.е. при реальном получении эффектов 8Сн, 8Шк и 8Иэ в формуле (5).

Результаты исследований по разд. 2-4 доклада положены в основу разработанных отраслевых нормативных документов по созданию и развитию ИАСУ ПЭС и РЭС [ 2-4, 46, 55].

5. Комплекс технологических программ ИАСУ ПЭС для распределительных электрических сетей 0,38-110 кВ.

На основе сформулированных научно-технических требований к программному и информационному обеспечению ИАСУ ПЭС совместно со Ставропольским техническим университетом, службой АСУ АО Ставропольэнерго и государственным научно-техническим предприятием "Парус" разработан комплекс технологических программ для разомкнутых распределительных сетей 0,38-110 кВ. Главная особенность комплекса состоит в информационной увязке входящих в него программ с единой графической и семантической базами данных. Графическая база включает в себя: поопорные, нормальные оперативные, расчетные, карты-схемы электрических сетей 6-110 кВ, схемы первичной коммутации и компоновочные схемы подстанций 6-110 кВ, схемы вторичной коммутации, релейной защиты и учета электроэнергии. Семантическая база содержит информацию о паспортах подстанций 6-110 кВ, ВЛ 0,38 и 6-10 кВ, справочники по электрическим параметрам и данные контрольных измерений нагрузок электрических сетей, результаты расчетов, данные о потребителях электроэнергии, приборах учета, показаниях счетчиков электроэнергии и пр. При этом все схемы электрических сетей и подстанций в графической базе данных связаны между собой, а объекты этих схем - с информацией семантической базы данных. В результате создана гибкая многофункциональная информационно-справочная система по распределительным сетям 0,38-110 кВ, имеющая самостоятельное значение и многочисленных пользователей в различных подразделениях ПЭС и ЮС. Это в свою очередь позволило на качественно новом уровне решать ряд важных и актуальных технологических задач, таких как: расчет и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях 0,38-110 кВ; расчет фактических и допустимых небалансов электроэнергии на подстанциях; локализация небалансов электроэнергии в электрических сетях; расчет, анализ и оптимизация установившихся режимов электрических сетей 6-110 кВ; расчет токов короткого замыкания в электрических сетях и

Планирование режимов питающих сетей

5.1 Расчет и анализ нормальных и поспеаварийных режимов ПС

5.2 Оптимизация режимов ПС го напряжению и реактивной мощности

5.3 Расчет и нормирование потерь электроэнергии в ПС

5.4 Расчет баланса электроэнергии в ПС

ОИУК

1.1 Оперативный расчет режимов РС по данным ТИ

1.2 Оперативная оптимизация режимов РС по напряжению и реактивной мощности

1.3 Выдача рекомендаций диспетчеру по переключениям при выводе из работы оборудования РС, режимной оценке допустимости выполнения заявок

4—№

Планирование р ежимов РС

2.1 Расчет и анализ нормальных и поспеаварийных режимов РС

2.2 Оптимизаций режимов РС по напряжению и реактивной мощности

2.3 Расчет токов короткого замыкания

2.4 Расчет зквитоковых зон при КЗ

2.5 Расчет и нормирование потерь электроэнергии в РС 0.38.6-10, 35-110 кВ

2.6 Оценка ре последив новых объ подключен юшных ий ввода в работу ектов и их 1ия кРС

АСКУЭ

3.1 Формирование балансов электроэнергии по ЦП, РЗС, ПЗС

3.2 Расчет фактических и допустимых небалансов электроэнергии по ПС и РС

3.3 Локализация небалансов электроэнергии

3.4 Расчет за электроэнергию с потребителями государственного сектора

3.5 Расчет за электроэнергию с коммунально-бытовыми потребителями

1ЧЭ

ш

Паспортизация и учет технического состояния РС

4.1 Топографическая паспортизация оборудования РС

4.2 Ведение журналов дефектов ВЛ и ПС

4.3 Учет и анализ отказов оборудования РС

4.4 Составление годовых отчетов по оборудованию РС

Комплекс технологических программ ШСУПЭС. ■ Рис. 5

др. Состав задач комплекса приведен на рис. 5, блок-схема взаимодействия технологических программ на рис. 6 [59, 69].

Опыт внедрения и эксплуатации комплекса более чем в 30 предприятиях электрических сетей Мосэнерго, Ставропольэнерго, Рязань-энерго, Липецкэнерго, Псковэнерго и других энергосистемах подтвердил его эффективность и практическую полезность.

программ ИЛ СУПЭС *) Под научным руководством и с непосредственным, участием автора разработаны программы 2.5, 3.1-3,3, 4.1, 4.4. Тексты программ написаны и отлажены В.А. Савченко, В.П. Гайдуковым, Е.В. Комковой, О.М. Проскуряковой.

Рис.6

6. Методы, алгоритмы и программы расчета допустимых, фактических небалансов и выявления неучтенной электроэнергии в распределительных сетях 0,38-10 кВ.

В связи с переходом энергосистем и ПЭС на новые условия хозяйствования, передачей отдельным ПЭС функций сбыта электроэнергии, повышением хозяйственной самостоятельности подразделений, на одно из первых мест выдвигается необходимость достоверного выявле-

ния неучтенной и определения полезно отпущенной электроэнергии. При этом существенно новой оказывается цель расчетов, анализа и нормирования потерь электроэнергии в распределительных сетях. В данном случае такие расчеты уже не являются самостоятельными, а выступают как часть более общей задачи расчета баланса электроэнергии по ПЭС в целом, районам и отдельным участкам электрических сетей. Актуальность этой задачи и реальность ее практического решения существенно повышаются с внедрением разработанного комплекса технологических программ И АСУ ПЭС.

Условие баланса электроэнергии для ПЭС, ЮС и распределительной электричес-кой сети 0,38-10 кВ можно записать в виде:

Woe -AW- Wn = 0 (13)

где Woe - отпуск электроэнергии в сеть; Д W - потери электроэнергии в сети; Wn - полезный отпуск электроэнергии потребителям.

Поскольку каждая из составляющих формулы (13) определяется с некоторой погрешностью, практически всегда имеет место фактический небаланс электроэнергии.

Для распределительной электрической сети 0,38-10 кВ значение фактического небаланса электроэнергии НБф (%) определяется по формуле [65]:

AWh i о+Д Wxi о+Д Wo,38+Wn

НБф = [ 1 - _ ] -100, (14)

Woe ю

где Woeю - отпуск электроэнергии в сеть 10 кВ; AWnio, Д W\io, AWo,38-pac4erabie технические потери электроэнергии, соответственно, нагрузочные и холостого хода в сети 10 кВ и нагрузочные в сети 0,38 кВ; Wn - полезный отпуск электроэнергии потребителям, присоединенным к рассматриваемой сети 0,38-10 кВ, определяемый по программам расчета полезного отпуска.

Из формулы (14) видно, что для автоматизированного расчета НБф необходим информационный обмен между базами данных: по точкам учета с показаниями счетчиков отпущенной электроэнергии в сеть; по потерям электроэнергии в сетях 0,38-10 кВ и по полезному отпуску электроэнергии потребителям. С этой целью разработана специальная программа (рис. 5), с помощью которой осуществлена информационная "привязка" потребителей (точек учета электроэнергии) к

электрической сети. В результате появилась возможность сравнения расчетного и фактического полезного отпуска, а также локализации небалансов электроэнергии по узлам электрической сети, сравнения фактического и допустимого небалансов электроэнергии. Допустимый небаланс при этом определяется в соответствии с [18, 65] в зависимости от количества и классов точности счетчиков, трансформаторов тока и напряжения, учитывающих поступившую в сеть и отпущенную из сети электроэнергию:

Г~к in

НБд = ± V E52,,K(n)i d2n¡ + 2 82hk(o)¡ d201, (15)

i=l i=l

где 5„k(n)¡, 5,ik(o)í - предельная допускаемая погрешность i-ro измерительного комплекса (ИК), учитывающего поступившую или соответственно отпущенную через i-e присоединение электроэнергию, %; dn¡, d0¡ -доля поступившей в сеть или соответственно отпущенной из сети электроэнергии за учетный период, приходящаяся на i-й ИК; к, ш - число ИК, учитывающих электроэнергию, поступившую в электрическую сеть или отпущенную из сети.

Нагрузочные потери электроэнергии в сети 6-10 кВ вычисляются в соответствии с требованиями [36] и с учетом общепринятых допущений по известной формуле:

W2oc (1+ tg2<p)

<1WH =-R, К2ф , (16)

IPcT

где Woe - задаваемая в качестве исходных данных активная электроэнергия, отпущенная в рассматриваемую электрическую сеть за расчетный период Т; Uc - среднее за период Т напряжение на шинах 6-10 кВ питающей подстанции; R3 - эквивалентное по потерям мощности сопротивление сети 6-10 кВ; Кф - коэффициент формы графика; tgcp - коэффициент мощности нагрузки.

По результатам сравнительного анализа точности расчета Кф по многочисленным известным зависимостям в программу включена формула:

КФ = V 0,5 +0,125 (l+m)2/m , (17)

где т = 1шт / 1так - отношение минимального к максимальному значению тока нагрузки головного участка распределительной сети за период Т.

По сравнению с точным значением, равным отношению среднеквадратичного к среднему значению тока нагрузки за период Т, погрешность расчета по формуле (17) не превышает 8%.

На основе анализа реальных месячных, квартальных и годовых графиков сельскохозяйственной нагрузки одной из энергосистем центра России установлено, что величина Кф по месяцам года меняется в диапазоне 1,008-1,046, по кварталам - от 1,032 до 1,11 и за год составляет 1,102. Сравнительная устойчивость численных значений Кф для достаточно широкой номенклатуры потребителей, питающихся от сельскохозяйственных сетей 6-10 кВ, подтверждается также типовыми графиками вагрузок этих потребителей.

Потери электроэнергии холостого хода в трансформаторах 6-10/0,4 кВ определяются по формуле:

п

= Е Д Р» Т, (18)

1=1

где Д Ри - потери мощности холостого хода ¡-го трансформатора по его паспортным данным; п - количество трансформаторов в сети.

С помощью программы может быть рассчитана нормативная характеристика потерь электроэнергии в электрической сети [52 ]:

ДТУЕ = Ао Т + А| т^ос/ Т, (19)

п (и-

где Ао = 2ДРх1, А( =- Иэ Кф2.

и2с

Основными отличительными особенностями разработанной программы расчета потерь электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ от других известных программ являются:

- использование базы данных для расчетов потерь и других электротехнических расчетов: установившихся режимов и их оптимизации, токов короткого замыкания, эквитоковых зон и пр.;

- использование алгоритмов вторых и третьих адресных отображений для расчета токораспределения в сети, обеспечивающее произвольную нумерацию узлов;

- применение специальной автоматизированной процедуры кодирования расчетных схем сетей, практически исключающей пропуски номеров узлов и их повторение (разрывы и кольцевание сети);

- возможность автоматизированного учета результатов расчета потерь в расчетах небалансов и выявлении неучтенной электроэнергии;

- возможность с развитием средств АСКУЭ автоматизированного ввода данных в ЭВМ по отпуску электроэнергии в сеть 6-10 кВ.

Нагрузочные потери электроэнергии в сети 0,38 кВ рассчитываются по специальной программе, учитывающей основные конструктивные особенности этих сетей и информацию о схемных и режимных параметрах, которую можно получить в реальных условиях эксплуатации. Для электрических сетей, питающих коммунально-бытовых потребителей, принято допущение о равномерном распределении нагрузки головного участка распределительной сети вдоль ее длины (известный метод распределенных нагрузок). Потери мощности в сети при этом рассчитываются по формуле:

п

АРш = Кдп И Кш 12э» Ri, (20)

¡=1

где К,« - коэффициент исполнения i-ro участка сети (три фазы с нейтральным проводом, три фазы без нейтрального провода, две фазы с нейтральным проводом и т.д.); Ri - активное сопротивление фазного провода i-ro участка сети; п - количество участков; h\ - эквивалентный по потерям мощности фазный ток участка сети, вычисляемый по формуле:

Рэ,= 1/3 Ppi + Ipi Id-И2« , (21)

где IPi - равномерно распределенная часть нагрузки i-ro участка сети; Id - сосредоточенная часть нагрузки i-ro участка сети, равная сумме распределенных токов участка, питающихся от данного i-ro участка.

Кдп - коэффициент дополнительных потерь от неравномерной загрузки фаз, определяется по формуле:

Ра + Рв + Рс Rh Rh

Кдп = 3-(1 + 1,5-)-1,5- (22)

(Ia+Ib + Ic)2 R<t> R<t>

где Ia, Ib, Ic - измеренные токовые нагрузки фаз; Rn/R<ii - отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов.

Для сетей с производственной сельскохозяйственной нагрузкой кроме фазных токов на головном участке РЛ 0,38 кВ, задаются устано-

вленные мощности потребителей в узлах сети. Нагрузка по узлам распределяется пропорционально этим мощностям. Токораспределение в сети рассчитывается с учетом вторых и третьих адресных отображений.

Потери электроэнергии в сети 0,38 кВ рассчитываются по формуле (16), в которой

R3 = ДРе I 3 Pry, (23)

где 1Гу - средний за период Т ток головного участка электрической сети.

Поскольку в настоящее время в условиях эксплуатации отсутствует полная достоверная информация о схемных и режимных параметрах сетей 0,38 кВ, расчеты потерь выполняются для случайной выборки, объем которой определяется известными методами, либо для характерных вероятностно-статистических моделей [1, 21, 36, 49]. Средние относительные потери электроэнергии, полученные для выборки или характерных сетей, распространяются на всю генеральную совокупность:

AWSOl33 = A WB Woco,38 / 100, (24)

где AWB - относительные потери электроэнергии в выборке сетей, %; Woco,38 - отпуск электроэнергии в сеть 0,38 кВ.

Комплекс программ расчета потерь фактических и допустимых небалансов электроэнергии в электрических сетях 0,38-10 кВ прошел промышленную проверку в одной из центральных энергосистем РФ. Расчеты показали, что даже с учетом верхнего доверительного предела расчетных потерь в сетях 0,38 кВ коммерческие потери по отдельным ТП могут достигать 27% от отпуска электроэнергии в сеть, что свидетельствует о явных хищениях электроэнергии [49].

7. Способ и средство приборного выявления неучтенной электроэнергии в распределительных сетях. В работе с участием автора предложен один из способов локализации мест значительных превышений фактических небалансов электроэнергии над допустимыми в электрических сетях 0,38 кВ [57, 71]. Способ основан на дистанционном контроле тока нагрузки на воздушных вводах 220-380 В в сельские жилые дома. При превышении в 2-3 раза среднего потребляемого домами тока, равного 5-10 А, и отсутствии у потребителя соответствующих договорных документов на повышенное электропотребление, есть основа-

ния для более детальной проверки возможного неучтенного потребления электроэнергии. Способ реализован в виде многофункционального стрелочного прибора, действие которого основано на контроле напряженности магнитного поля провода в зависимости от протекающего по нему тока. С целью повышения точности измерения тока в сетях с расположением проводов в вертикальной плоскости, предложена оригинальная схема автоматической стабилизации показаний стрелочного индикатора при изменении расстояния от прибора до воздушной линии, на которой проверяется ток нагрузки. Благодаря наличию магнитного, электрического датчиков и фильтра гармонических составляющих, прибор кроме дистанционного измерения тока в проводе, позволяет определять места замыкания на землю, обрыва проводов и находящиеся под напряжением опоры в сетях 6-35 кВ; проверять наличие или отсутствие напряжения на воздушных линиях 0,38-35 кВ; определять место нахождения скрытой электропроводки в стенах зданий. На способ получено положительное решение о выдаче авторского свидетельства [71].

8. Типовой перечень мероприятий по снижению технических потерь, совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии. Основная цель расчетов, анализа и нормирования потерь, выявления неучтенной электроэнергии - снижение технических и коммерческих потерь за счет внедрения технико-экономически обоснованных мероприятий. На основе анализа передового опыта отечественных энергосистем и энергосистем стран Восточной Европы (бывших членов СЭВ) [53] разработан Типовой перечень [35], состоящий из трех разделов и включающий: 15 наименований организационных мероприятий, 15 - технических и 22 наименования мероприятий по совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии. С целью сравнительного анализа физических объемов выполнения мероприятий по отдельным энергосистемам и отрасли в целом каждому мероприятию присвоены унифицированные единицы измерения этих объемов. К ор- , ганизационным мероприятиям по снижению потерь (МСП) в типовом перечне отнесены мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации рабочих схем сетей и их режимов. В число технических МСП включены мероприятия по реконструкции, модернизации или техническому перевооружению сетей, замене или установке дополнительного оборудования. При этом,

если срок окупаемости капиталовложений на внедрение мероприятия больше нормативного, оно должно быть отнесено к мероприятиям с сопутствующим снижением потерь электроэнергии.

Предложены формулы для вычисления снижения потерь от внедрения технических МСП [1, 12-14, 35, 50]. На основе анализа отчетных данных энергосистем и расчетов характерных вариантов внедрения организационных и технических МСП уточнены усредненные оценки годового снижения потерь электроэнергии на единицу физического объема выполнения отдельных мероприятий. По распределительным сетям 6-10 кВ усредненные оценки получены для следующих мероприятий : отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок на двух и более трансформаторных подстанциях и на подстанциях с сезонной нагрузкой - 0,004 тыс. кВт.ч. на 1 час отключения 1 кВА трансформатора; замена проводов на перегруженных линиях 6-10 кВ - 4 тыс. кВт.ч. на 1 км; замена перегруженных, установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на эксплуатируемых подстанциях 6-10 кВ-8,0 тыс. кВт.ч. на 1 МВА; замена недогруженных силовых трансформаторов 6-10 кВ - 12 тыс. кВт.ч. на 1 МВА; перевод электрических сетей с 6 на 10 кВ - 20 тыс. кВт.ч. на 1 км распределительной линии.

Разработана методика экспресс-оценки эффективности применения РПН и АРПН в замкнутых электрических сетях энергосистем и ПЭС [47, 54]. В основу методики положено использование обобщенных зависимостей суммарных потерь мощности в электрической сети от коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов. Такие зависимости объективно существуют для каждой сети, могут быть рассчитаны и имеют вид:

где а, Ь,а , р - постоянные коэффициенты, отражающие степень влияния коэффициента трансформации ¡-го трансформатора на потери в конкретной электрической сети.

Относительные значения суммарных потерь мощности ДР* и коэффициента трансформации к*, определяются по формуле:

AP*=akna+bk*iP,

(25)

ДР*=ДР/ДР5, K*i=ki/kiS,

(26)

где ДР5,1а5 - оптимальные значения ДР и 1и в базисном режиме, оптимизация которого выполняется по напряжению и реактивной мощности.

На основе расчета зависимостей (25) для 6 энергосистем и 4 ПЭС получены приведенные в табл.1 усредненные диапазоны эффективности установки РПН и АРПН на трансформаторах 110-500 кВ.

Таблица 1

Номинальное напряжение трансформатора, кВ Снижение потерь электроэнергии в год от установки и использования одного устройства РПН и АРПН, тыс. кВт. ч.

500 500-1500

330 250-500

220 120-400

110 30-200

Разработана упрощенная методика уточнения годового снижения потерь электроэнергии внутри диапазонов (табл. 1), для каждого регулируемого трансформатора с учетом: числа независимых контуров в сети; суммарной длины и низшего напряжения трансформаторов; номинальной мощности трансформаторов; числа классов напряжения в основной сети [47].

Особое место в типовом перечне занимают мероприятия по совершенствованию расчетного и технического учета, направленные на выявление неучтенной электроэнергии, повышение точности систем и приборов учета и т.п. Внедрение этих мероприятий не дает прямого снижения технических потерь, но позволяет обеспечить расчеты по выбору организационных и технических МСП более точной информацией и увеличить эффективность последних.

Разработанный типовой перечень мероприятий, методы расчета и количественные оценки эффективности технических МСП включены в отраслевые инструкции [12, 35] и вместе с их внедрением и практическим использованием прошли многолетнюю проверку в энергосистемах и ПЭС. Проверка показала, что типовой перечень можно рассматривать как некоторый максимальный набор традиционных мероприятий, который персонал энергосистем и ПЭС должен стремиться вы-

полнять для экономичного управления режимами электрических сетей [16].

Типизация наименований мероприятий и физических объемов их выполнения позволила заменить эти наименования цифровыми индексами и автоматизировать процесс обработки отчетных данных энергосистем по внедрению МСП в масштабе отрасли [19].

Внедрение типового перечня только в одной из энергосистем в сравнительно полном объеме позволило за три года увеличить суммарный годовой эффект снижения потерь с 18 до 56 млн.кВт.ч, а относительные потери уменьшить с 9,3 до 8,75 % .

9. Нетрадиционные технические средства по снижению потерь электроэнергии в сетях. Кроме традиционных МСП, включенных в типовой перечень, разработаны два мероприятия, пока не нашедшие широкого распространения, внедрение которых позволяет получить значительный дополнительный экономический эффект. В работе исследована экономическая эффективность и проведен анализ возможности практической реализации этих мероприятий.

9.1. Компенсация намагничивающего тока и минимальной реактивной нагрузки сельскохозяйственных распределительных трансформаторов 6-10 кВ. Анализ загрузки этих трансформаторов показал, что ее минимум составляет в среднем около 20%, что подтверждается также типовыми графиками нагрузок сельхозпотребителей. При такой загрузке до 95% потребляемой трансформаторами реактивной мощности приходится на потери холостого хода. Судя по опыту промышленно развитых стран, как минимум 30% конденсаторных батарей могут быть нерегулируемыми и неотключаемыми. Следовательно одним из решений проблемы компенсации реактивной мощности в сельскохозяйственных распределительных сетях 6-10 кВ могла бы быть компенсация намагничивающего тока холостого хода и минимальной реактивной нагрузки (20-30% от номинальной мощности распределительных трансформаторов). Эту задачу-в работе предложено решать двумя путями. Первый, временный - установка на действующих закрытых трансформаторных подстанциях (ТП) мощностью 160 кВА и более батарей, собранных из конденсаторов, поставляемых россыпью. Второй, более предпочтительный путь - пересмотр типовых проектов комплектных ТП и обеспечение их поставки со встроенными конденсаторными батареями (КБ). Первый из вариантов практически реализован

на сравнительно большом количестве ТП в ряде ПЭС Белорусской энергосистемы.

Рассмотрены три схемы подключения КБ к шинам 0,4 кВ ТП: посредством автоматических выключателей с дистанционным управлением; через рубильник с предохранителем; путем глухого подключения КБ через накладки. Применение той или иной схемы обуславливается шириной диапазона отклонений напряжения на шинах 0,4 кВ ТП в течение суток. Чем диапазон шире, тем более вероятно применение первой схемы.

С целью анализа эффективности и возможности широкого внедрения рассматриваемого мероприятия были выполнены измерения на 128 ТП, на которых установлены КБ с преимущественно глухим подключением к шинам ТП. Одной из целей измерений было определение вероятности повышения напряжения (более 1,1 и») в режимах летнего ночного минимума нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП, оснащенных КБ. Измерялись фазные напряжения на стороне 0,4 кВ (рис. 7а,б), токи нагрузки через трансформаторы и их коэффициенты загрузки (рис. 8а,б) при отключенных и включенных КБ. Гистограммы результатов измерений представлены на рис. 7 и 8.

Из рис. 7а следует, что максимальные фазные напряжения в минимум нагрузки выходят за допустимый предел 240 В не более чем в 9% случаев. При этом ни один из конденсаторов за весь период их работы по этой причине не вышел из строя и ни от одного потребителя не поступило жалобы о повышенных уровнях напряжения. Из гистограмм на рис. 8а следует, что подключение к трансформаторам конденсаторных батарей уменьшает протекающий по трансформаторам ток в отдельных случаях на 22-26 %.

Расчеты показали, что при удельной эффективности компенсации реактивной мощности в сельскохозяйственных распределительных сетях 260 кВт.ч. снижения потерь электроэнергии в год на 1 кВар установленной мощности КБ, общая экономия электроэнергии от внедрения мероприятия в сельскохозяйственных сетях РФ могла бы составить около 1-1,2 млрд.кВт.ч.

Таким образом, в результате выполненных исследований показано, что компенсация намагничивающего тока и минимальной реактивной нагрузки трансформаторов 6-10 кВ сельскохозяйственного назначения экономически эффективна и практически возможна [33, 50].

50 40 30 20 10 0

50 40 30 20 10 0

-8,%

!

=______1

1 ..

к иф.макс.,В|___

225

230

а)

240 >240

ч-

иф.макс.,В

-1-1-г

225 230 240 >240

б)

Рис.7. Гистограммы максимальных фазных напряжений при коммутации КБ в минимум нагрузки: а) — при включении (-) и отключении (---) батарей, установленных на ЗТП мощностью 250 кВА; б) —

при включении (-) и отключении

(---) батарей, установленных на

ЗТП мощностью 400 кВА.

30 20 10

Ttzr

л!,%

8 12 16 20 24 28 а)

40 30 20 10

1 1

1 1 1

Кз,%

—Is , , UJ—1

10 20 30

40 6)

50 60 70

Рис.8. Гистограммы изменения тока нагрузки через трансформатор ЗТП и коэффициента их загрузки при коммутации бат-арей:

а) — уменьшение суточного максимального тока нагрузки трансформатора при включении батарей, установленных на ЗТП мощностью 250 кВА

(-) и 400 кВА(---), % тока

при отключенных батареях; б) — минимальные значения коэффициента загрузки трансформаторов.мощностью

250 кВА при включенных (—-) и

отключенных (---) батареях.

4

9.2. Рациональное использование теплоты нагрева трансформаторов для экономии электроэнергии на собственные нужды подстанций.

Одним из направлений повышения экономичности работы электрических сетей является снижение расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций, который составляет около 2,5% от суммарной величины потерь электроэнергии в электрических сетях, что для подстанций IЮ кВ и выше РФ в абсолютном исчислении равно 1,6 млрд. кВт.ч. Половина этой электроэнергии расходуется на охлаждение

трансформаторов и автотрансформаторов, обогрев служебных и жилых помещений подстанций. Опыт некоторых зарубежных стран показал, что в ряде случаев экономически целесообразно и технически возможно не отводить тепло трансформаторов и автотрансформаторов в атмосферу, а использовать его для отопления производственных и жилых помещений, а также теплиц, расположенных вблизи подстанций.

Применение установок отбора теплоты трансформаторов (УОТТ) может оказаться эффективным как для вновь проектируемых, так и для действующих реконструируемых подстанций.

Выполненные исследования по уточнению этой эффективности и перспективной потребности в УОТТ показали, что создание работоспособных и экономически оправданных схем отбора теплоты вполне возможно. Для выбора перспективной и наиболее целесообразной схемы и конструкции УОТТ был проведен достаточно подробный сравнительный анализ отечественных и зарубежных конструкций УОТТ [23, 34, 44, 64]. В результате этого анализа предложено новое более эффективное устройство отбора теплоты, принципиальная схема которого представлена на рис. 9.

а) б)

Схемы присоединения УОТТ к трансформатору с системой охлаждения МД: а) принципиальная схема; 6) расчетная схема циркуляции масла и распределения температур в "С.

1 - бак трансформатора (Б), 2 - радиатор (Р), 3 - активная часть (А), 4 - масляный насос, 5 - УОТТ (У).

Пунктиром показана существующая схема присоединения УОТТ.

Рис. 9

Отличительной особенностью предлагаемой конструкции является присоединение трубопровода для отбора горячего масла над активной частью трансформатора, а трубопровода для возврата масла - на более низком уровне, но значительно выше применяемого. Такое присоединение, как показали расчеты, при системе охлаждения типа М.Д позволяет повысить на 10-12 °С температуру поступающего масла в теплообменник, что соответствует повышению эффективности отбора теплоты на 20-25% по сравнению с известными устройствами отбора теплоты. На предлагаемое устройство выдан патент РФ № 1820419 от 31.08.1993 г.

10. Технико-эквномически обоснованный проектный уровень потерь электроэнергии. Основной целью расчетов, нормирования и выполнения мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях является доведение фактических технических потерь до их техни-ко-экономически обоснованного уровня (ТЭОУП) [1, 9, 35]. Несмотря на важность такой постановки задачи, методика определения ТЭОУП до сих пор отсутствует. Вместе с тем ясно, что его знание особенно для распределительных сетей 0,38-10 кВ, могло бы существенно облегчить анализ экономичности их работы и в то же время дать проектировщикам и персоналу РЭС и ПЭС ориентир, к которому нужно стремиться при разработке и внедрении соответствующих мероприятий. Получена обобщенная аналитическая зависимость для вычисления ТЭОУП в распределительной сети 6-10 кВ при представлении ее эквивалентным сопротивлением. При этом под ТЭОУП понимаются технические нагрузочные потери электроэнергии в распределительной сети, соответствующие минимуму удельной стоимости передачи 1 кВт.ч электроэнергии с учетом ограничений по допустимой потере напряжения и определяемые по формуле:

где К - суммарные капитальные вложения в электрическую сеть; А, В -эмпирические коэффициенты для расчета удельных затрат на потери электроэнергии в сети; т - время наибольших потерь; кшах - коэффициент попадания максимума нагрузки распределительной сети в максимум нагрузки энергосистемы; пгц=Р1/Р0 - кратность роста нагрузки Р( в

Д\У*го=

(Ат+Вк2тах)[Еп2т21(1+Еп)"1+т2т(1 +Еп)"Ч

ИРо К Я, (Ж^ср)

(27)

год I к заданной нагрузке сети Р0. Формула (27) основана на предположении постоянства эквивалентного сопротивления сети Яэ в течение расчетного периода Т (между двумя реконструкциями). Она позволяет количественно оценить влияние основных факторов на ТЭОУП с учетом динамики нагрузки сети.

Значение ТЭОУП, полученное по формуле (27) не должно превышать его допустимое значение по условию допустимой пропускной способности сети (допустимой потере напряжения), т.е.:

Д\У*го < Д W*roд (28)

В [29] приведен полный вывод формулы (27) и даны количественные оценки значений Д"\\7«то при различных значениях, входящих в эту формулу факторов и допустимых потерь напряжения в сети Ди*д, %.

11. Методическое обеспечение новых учебных технологий подготовки руководящего и оперативно-диспетчерского персонала ПЭС и РЭС. Внедрение комплекса технологических программ ИАСУ ПЭС и РЭС, методов и программ расчета и нормирования потерь электроэнергии, традиционных и нетрадиционных мероприятий по их снижению, показало, что на эффективность этого внедрения и управления электрическими сетями решающее значение оказывает квалификация персонала ПЭС и РЭС.

С целью быстрейшей адаптации персонала к применению прогрессивных программных и технических средств, методов повышения экономичности передачи и распределения электроэнергии, разработан ряд учебно-методических пособий [13, 30, 37, 38, 42, 56]. Обоснованы и сформулированы основные принципы и требования к методическому обеспечению новых учебных технологий повышения квалификации руководящего и оперативно-диспетчерского персонала ПЭС и РЭС [62, 63].

Одно из главных требований к современной подготовке кадров -необходимость существенного повышения ее активности. Активное обучение должно быть: конкретным, поэтапным, повторяющимся, варьирующимся, индивидуализированным, стимулирующим, направленным и в конечном итоге способствующим непрерывному самообразованию. Активное обучение должно опираться на современные технические средства и технологии, такие как: аудиовизуальная и видеотехника, компьютерные автоматизированные учебные пособия (АУП) и обучающие системы (АОС), тренажерные комплексы и т.п.

Отраслевая система повышения квалификации персонала должна представлять единый взаимоувязанный процесс, охватывающий все уровни управления, начиная с высшего, и выступать как важнейший элемент кадровой и социальной политики в РЭС, ПЭС, энергосистеме и отрасли в целом, как один из основных факторов повышения эффективности производства, передачи и распределения электроэнергии.

Повышение квалификации персонала должно рассматриваться не только как средство повышения профессиональных знаний и навыков обучающегося, как расширение его профессионального кругозора, но и как средство непрерывного интеллектуального развития личности. В этом смысле процесс обучения элктросетевого персонала должен сочетать потребности ПЭС и РЭС с потребностями обучаемых работников и охватывать всю человеческую сущность целиком с привязкой к конкретным задачам обучения.

Особенно большое значение в повышении надежности и качества электроснабжения потребителей, оптимизации режимов электрических сетей, уменьшении числа несчастных случаев имеет повышение квалификации оперативно-диспетчерского персонала ПЭС и РЭС. Методическое обеспечение профессиональной подготовки этой категории работников на основе использования современных тренажерных комплексов должно помочь обучающимся приобрести или расширить свои способности: узнавать и идентифицировать ситуации, возникающие в оперативном управлении и ремонтном обслуживании; объяснять причинно следственные связи этих ситуаций; использовать в управлении свои знания и понимания; воспроизводить (прогнозировать) по отдельным составляющим (признакам) и практически оценивать ситуацию или ее развитие; надежно и оптимально управлять режимами работы электрических сетей. Для эффективного решения этих задач учебный процесс в тренажерном центре должен состоять из трех этапов, которые учитывают разную степень подготовки обучаемых и разную их квалификацию: 1) начального, 2) специального и 3) тренажерного (рис. 10). Каждый из этапов представляет собой замкнутый цикл обучения, включающий: входной контроль знаний, лекционные и

Учебно-методическое обеспечение подготовки оперативного персонала ПЭС.

Рис. 10

семинарские занятия; самоподготовку с помощью АУП и АОС; тренажерную подготовку и выходной контроль знаний. Таким образом будет обеспечена обратная связь между процессом обучения и степенью усвоения знаний [62].

Обучение в стенах факультета повышения квалификации или тренажерного учебного центра должно продолжаться на рабочем месте в виде стажировки и дублирования (рис. 10). При этом должна быть предусмотрена возможность подключения режимного тренажера и тренажера оперативных подключений к ЛВС и ОИКу ИАСУ ПЭС и РЭС. В результате, с одной стороны, будет выполнено очень важное требование непрерывного обучения персонала с максимальным приближением учебного процесса к реальным условиям работы обучаемых, с другой - будут взаимоувязаны два важнейших фактора повышения эффективности управления распределительными сетями: повышение квалификации персонала и внедрение ИАСУ ПЭС и РЭС.

Заключение

В соответствии с поставленной целью и задачами исследований в диссертационной работе получены следующие основные результаты:

1. На основе детального обследования ПЭС и РЭС, анализа диспетчерской документации ОДС ПЭС и фотографий рабочих смен диспетчера ПЭС в дневные и ночные смены получены количественные оценки его загрузки, даны рекомендации по разгрузке диспетчера от рутинной нетворческой работы.

2. По результатам анализа функций и задач структурных подразделений ПЭС и РЭС разработаны организационная, функциональная и функционально-алгоритмическая структуры ИАСУ ПЭС. Обоснованы и сформулированы основные научно-технические требования к этапам создания и развития ИАСУ ПЭС и ЮС, в том числе к программному обеспечению задач планирования режимов распределительных электрических сетей.

Разработанный на основе научно-технических требований под научным руководством автора "Технический проект по созданию АСУ Можайского ПЭС АО Мосэнерго" принят заказчиком, прошел международную экспертизу в "Электриситэ де Франс" и получил положительную оценку.

3. С учетом разновременности затрат по этапам развития разработана методика расчета технико-экономической эффективности внедре-

пия ИАСУ ПЭС. С помощью методики получены количественные оценки затрат на внедрение и составляющих эффекта от использования средств ИАСУ ПЭС. Предложен критерий оценки сравнительной эффективности развития ИАСУ - интегральный коэффициент рентабельности капиталовложений. Показано, что приемлемых значений 0,4-0,6 этот коэффициент достигает при выполнении комплексом ИАСУ ПЭС функций автоматизированного управления электропотреблением и технологическими процессами электрических сетей и подстанций.

Результаты работы по созданию ИАСУ ПЭС и РЭС включены в шесть действующих отраслевых нормативных документов.

4. На основе сформулированных требований к прикладному программному обеспечению, разработан комплекс технологических программ ИАСУ ПЭС для распределительных электрических сетей 0,38-110 кВ. Основные отличительные особенности комплекса: удобный человеко-машинный графический интерфейс и развитая семантическая база данных, позволяющие решать на единой информационной основе ряд важнейших технологических задач; возможность получения справочных запросов и формирования отчетов по оборудованию распределительных электрических сетей; информационная увязка комплекса с ОИУК, программами расчета и оптимизации режимов питающих сетей, расчета за электроэнергию с потребителями, с программами учета паспортных данных и технического состояния оборудования электрических сетей.

5. Разработан алгоритм и программа расчета допустимых, фактических небалансов и выявления неучтенной электроэнергии в распределительных сетях 0,38-110 кВ. По программе выполнены расчеты в одной из энергосистем и выявлены коммерческие потери электроэнергии в объеме 93 млн. кВт.ч в год на сумму 23 млрд. руб. (в ценах 1 кв. 1996 г.), что соответствует годовой зарплате более 1000 работников. Требование расчета небалансов в электрических сетях РЭС и ПЭС включено в новую типовую инструкцию по учету электроэнергии.

6. Разработан способ локализации хищений электроэнергии в коммунально-бытовом сельскохозяйственном секторе.

7. В составе комплекса технологических программ ИАСУ ПЭС и программ расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии разработаны: а) алгоритм и программа расчета потерь электроэнергии с учетом неравномерности загрузки фаз в электрических сетях

0,38 кВ (РАП-0,38). Выполнен статистический анализ схемных и режимных параметров электрических сетей 0,38 кВ сельскохозяйственного назначения. На примере одной из центральных энергосистем выбраны характерные сети 0,38 кВ, питающие коммунально-бытовую, смешанную и производственную нагрузки. Получены количественные оценки потерь в этих сетях. Уточнены коэффициенты формы графиков (месячных, квартальных, годовых) комплексной сельскохозяйственной нагрузки; б) программы расчета и нормирования потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6-10, 35-110 кВ, эмпирические модели и методы для расчета потерь электроэнергии в сетях 6-110 кВ при недостаточной информации о схемных и режимных параметрах этих сетей. Программы прошли промышленную проверку в электрических сетях и рекомендованы НИИ экономики энергетики для нормирования потерь электроэнергии в распределительных сетях.

8. Разработан типовой перечень организационных, технических мероприятий и мероприятий по совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии, разработаны методики расчета и уточнены количественные оценки снижения потерь в сетях от внедрения: трансформаторов с РПН и АРПН; компенсации намагничивающего тока и минимальной реактивной нагрузки распределительных трансформаторов 6-10/0,4 кВ; отборов теплоты нагрева силовых трансформаторов для экономии электроэнергии на собственные нужды подстанций. Предложена более эффективная схема отбора теплоты трансформатора.

Типовой перечень, включенный в отраслевую инструкцию и форму статистической отчетности, позволил автоматизировать анализ этой отчетности в масштабе отрасли. Результаты работ в области повышения экономичности работы электрических сетей включены в семь отраслевых нормативных документов.

9. Предложена методика расчета оптимальных проектных потерь электроэнергии в распределительной сети 6-10 кВ с учетом динамики нагрузки. Расчеты по этой методике показали, что оптимальный уровень потерь, как правило, выше технического минимума и ограничивается сверху загрузкой сети, соответствующей допустимой потере напряжения до наиболее электрически удаленного от центра питания потребителя.

10. Сформулированы и обоснованы основные требования к совершенствованию и развитию отраслевой системы повышения квалификации руководящего и оперативно-диспетчерского персонала ПЭС и РЭС.

Обобщая вышеизложенное, можно заключить, что поставленные научно-технические задачи решены и цель работы достигнута. Решена важная народнохозяйственная задача совершенствования системы управления распределительными электрическими сетями и повышения их экономичности на основе внедрения современного программного обеспечения И АСУ ПЭС и ЮС, методов и средств анализа, нормирования и снижения потерь электроэнергии в электрических сетях.

Список основных опубликованных работ и изобретений по теме диссертации.

1. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем /Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Казанцев В.Н., Пекелис В.Г., Фай-бисович Д.Л. Под ред. Казанцева В.Н. - М. : Энергоатомиздат, 1983. -368 с.

2. Основные научно-технические требования к созданию интегрированной отраслевой автоматизированной системы управления Минэнерго СССР (ИАСУ-Энергия) /Дьяков А.Ф., Моржин Ю.И., Воротницкий В.Э. и др. // М.: СПО "Союзтехэнерго", 1989. - 80 с.

3. Основные положения по созданию автоматизированных систем управления предприятий электрических сетей (АСУ ПЭС). РД 34.08.501-89 /Дьяков А.Ф., Воротницкий В.Э., Моржин Ю.И., Семенов В.А., Терешко O.A. и др. // М. : СПО "Союзтехэнерго", 1989. - 21 с.

4. Основные научно-технические требования к созданию и развитию ИАСУ ПЭС. Отраслевой методический материал /Воротницкий В.Э., Горлов И.Г., Моржин Ю.И., Шумилин В.Ф. и др. // М. : РАО "ЕЭС России", 1994.

5Воротницкий В.Э. Применение многофакторной корреляционной модели для анализа и прогнозирования потерь электроэнергии в распределительных сетях // Электричество. - 1975. № 1. - С. 29-31.

6. Воротницкий В.Э., Гольдина Л.Л., Крыл'ов Л.Н., Прусс В Л. Этапы и перспективы развития автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) распределительными сетями за рубежом //Энергохозяйство за рубежом. - 1976.-№ 1 - С. 11-15.

7. Воротницкий В.Э. Функционально-алгоритмическая структура АСДУ ПЭС И Комплексная механизация, электрификация и автоматизация сельскохозяйственного производства, 4.2 : Тез. докл. межрес-публ. конф. мол. ученых - Минск, 1976. - С. 15-16.

8. Воротницкий В.Э. Учет динамики роста нагрузки при определении оптимальных сечений проводов линий электропередачи и установленных мощностей трансформаторов в распределительных сетях 635 кВ // Опыт принятия оптимальных решений при проектировании и эксплуатации электрических сетей и систем : Республ. сб. - Минск, "Вышэйшая школа", 1976. - С. 38-42.

9. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. Структура технико-экономически обоснованных уровней потерь электроэнергии в сетях // Компенсация реактивных нагрузок и снижения потерь электрической энергии в сетях промышленных предприятий : Материалы Всесоюз. конф., - М., МДНТП, 1977. - С. 131-135.

10. Воротницкий В.Э. О сопутствующем эффекте снижения потерь энергии в сетях при повышении их пропускной способности // Повышение пропускной способности и эффективности электрических сетей в Белорусской энергосистеме : Тез. докл. Республ. науч.-техн. семинара, 19-20 апреля 1978 г. - Минск, 1978. - С. 88-89.

11. Воротницкий В.Э. Планирование и оценка эффективности мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электросетях // Экономия топлива и электроэнергии на тепловых электростанциях, в тепловых и электрических сетях : Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. семинара, - М., ВДНХ СССР, 1979 - С. 36-37.

12. Инструкция по расчету технико-экономической эффективности и планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем (временная) / Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. // М. : СПО "Союзтехэнерго", 1980. - 93 с.

13. Воротницкий В.Э. Оценка технико-экономической эффективности мероприятий по снижению потерь энергии в электрических сетях энергосистем. Методическая разработка. - М. : ВИПКэнерго, 1980. -45 с.

14. Воротницкий В.Э. Эффективность технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем //Энергетик. -1980. - № 9 - С. 5-7.

15. Воротницкий В.Э. Состояние и перспективы развития работ в области планирования мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем и контроля за их выполнением // Снижение потерь в электроэнергетических системах : Тез. докл. Все-союз. науч. конф., - Баку, 1982. - С. 22-23.

16. Воротницкий В.Э. Опыт внедрения инструкции по расчету технико-экономической эффективности и планированию мероприятий по снижению расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях энергосистем // Расчет, учет и анализ потерь электроэнергии в электрических сетях и мероприятия по их снижению : Тез. докл. Всесо-юз. науч.-техн. совещ..;.М., ВДНХ СССР, 1982. - С. 8-10.

17. Воротницкий В.Э., Броерская H.A. Технический учет электроэнергии в электрических сетях энергосистем // Там же. - С. 69-70.

18. Инструкция по учету электроэнергии в энергосистемах / Броерская H.A., Штейнбух Г.Л., Воротницкий В.Э., Андреев В.В. // М.: СПО "Союзтехэнерго", 1983,-36 с.

19. Инструкция о порядке подготовки, передачи и автоматизированной обработки отчетных данных по потерям электроэнергии в электрическх сетях Минэнерго СССР / Щербаков И.С., Юсина Н.С., Воротницкий В.Э., Штейнбух Г.Л. и др. // М. : СПО "Союзтехэнерго", 1983.- 36 с.

20. Анализ потерь электроэнергии и эффективности мероприятий по их снижению в электрических сетях Минэнерго СССР по отчетным данным энергосистем за 1981 г. / Щербаков И.С., Юсина Н.С., Воротницкий В.Э., Кашурина Е.Т. // ЭИ "Энергетика и электрификация". Сер. "Эксплуатация и ремонт электрических сетей". Вып. 1 - М., Ин-формэнерго, 1983. - 10 с.

21. Воротницкий В.Э., Смирнов В.В. Особенности расчетов потерь энергии в электрических сетях 0,38 кВ при неполной информации о схемных и режимных параметрах // Эффективность и качество электроснабжения промышленных предприятий : Тез. докл. конф., Жданов, 1983.-С. 180-183.

22. Воротницкий В.Э. Основные принципы стимулирования персонала энергосистем за снижение потерь в сетях II Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем : Краткие тез. докл. к Всесоюз. науч.-техн. совещ., Л., 1984. - С. 132-135.

23. Воротницкий В.Э. , Кожевников В.К. Использование тепла нагрева силовых трансформаторов для снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций // Там же. - С. 120-123.

24. Воротницкий В.Э. Технико-экономически обоснованный уровень потерь электроэнергии в распределительных сетях // Вопросы снижения потерь и повышения качества электроэнергии в электрических сетях энергосистем : - Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. совещ., Алма-Ата, 1984. - С. 17-20.

25. Воротницкий В.Э. , Железко Ю.С., Никифорова В.Н. Методическое и нормативно-техническое обеспечение задач снижения потерь электроэнергии и повышения ее качества в электрических сетях // В кн. "Повышение экономичности и надежности работы энергосистем". -М. : Энергоатомиздат, 1984. - С. 73-78.

26. Воротницкий В.Э., Казанцев В.Н. Всесоюзное научно-техническое совещание "Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях энегосистем // Электрические станции. -1985.-№ 6. - С. 73-76.

27. Воротницкий В.Э., Броерская H.A. Методика совместного планирования потерь электроэнергии и мероприятий по их снижению в электрических сетях энергосистем // Современные проблемы энергетики. Преобразование, стабилизация параметров и транспорт электроэнергии : Тез. докл. и сообщ. IV Республ. науч.-техн. конф., Киев, 10-12 октября 1985. - С 3-4.

28. Воротницкий В.Э., Рыбакова В.И. Комплекс программ расчета и анализа потерь мощности и электроэнергии в замкнутых сетях на основе их эквивалентирования // В кн. "Повышение экономичной работы электрических сетей и качества электроэнергии". - М. : Энергоатомиздат, 1986. - С. 16-20.

29. Воротницкий В.Э. Технико-экономически обоснованный проектный уровень потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях //.Там же. - С. 40-46.

30. Воротницкий В.Э. Методы и программы расчета потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. Лекция для слушателей направления 0302 - Электрические системы и сети - М. : РИО ВЗПИ, 1986.- 31 с.

31. Методика расчета потерь электроэнергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи атомных электростанций с

энергосистемой / Воротницкий В.Э., Броерская H.A., Стернинсон Л.Д., Шамшетдинова С.М. II М.: ВПО "Союзатомэнерго", 1986. - 13 с.

32. Типовое положение о центральной диспетчерской службе ПЭО (РЭУ), ТП-34-70-029-85 / Киреева Л.С., Сляднев С.Л., Федорова Е.А., Воротницкий В.Э., Щербаков И.С. // М. : СПО "Союзтехэнерго", 1986. - 45 с.

33. Воротницкий В.Э., Красновский А.З., Пекелис В.Г. и др. Эффективность компенсации намагничивающего тока и минимальной нагрузки распределительных трансформаторов сельскохозяйственного назначения //Электрические станции - 1986. - № 6 - С. 60-63.

34. Использование тепла потерь силовых трансформаторов / Воротницкий В.Э., Скобелин Б.Н. - М. : Информэнерго, 1987. - 32 е., -(сер. 12. Монтаж и наладка электрооборудования на электростанциях и подстанциях, вып. 1).

35. Инструкция по снижению технологического расхода электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений, И 34-70-028-86 / Воротницкий В.Э., Железко Ю.С.. Максимов В.М. II М.: СПО "Союзтехэнерго", 1987. - 84 с.

36. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на ее передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений, И 34-70-030-87 / Воротницкий В.Э., Железко Ю.С., Максимов В.М. и др. II М. : СПО "Союзтехэнерго", 1987. - 33 с.

37. Воротницкий В.Э. Технические мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Письменная лекция для слушателей направления 0302 - Электрические системы и сети. II М. : РИО ВЗПИ, 1987. - 35 с.

38. Воротницкий В.Э., Тимченко В.Ф. Тематика аттестационных работ и методические указания по их выполнению для слушателей специальности 0302 - Электрические системы и сети, специализация "Электрические сети, электрические системы и АСУ в энергетике" // М.: РИО ВЗПИ, 1989. - 37„с.

39. Воротницкий В.Э., Стасюкинас A.C., Щегольков Е.Е. Использование теплоты нагрева трансформаторов для снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций II Электрические станции. - 1989. - № 8. - С. 89-91.

40. Воротницкий В.Э., Рыбакова В.И., Тимофеев В.А. и др. Комплекс программ расчета и анализа потерь электроэнергии в электри-

ческой сети напряжением 110 кВ и выше на основе балансирования характерных установившихся режимов II В кн. "Оптимизация краткосрочных режимов энергосистем": Сб. науч. тр. ВНИИЭ. - М. : Энерго-атомиздат, 1989. - С. 33-43.

41. Воротницкий В.Э., Железко Ю.С. Основные положения новых нормативных документов по расчету, анализу и снижению потерь электроэнергии в электрических сетях // Электрические станции. -1989.-№12-С. 6-9.

42. Воротницкий В.Э. Методика совершенствования организации работ по снижению потерь и повышению качества электроэнергии . Часть 1. Направления развития и совершенствования организации работ по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Лекция для слушателей направления "Электрические системы и сети" -М. : РИО ВЗПИ, 1990.-23 с.

43. Воротницкий В.Э., Цветков В.А. Организационные мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Рабочая программа, методические указания и задание к курсовой работе для слушателей "Электрические сети и системы" - М. : РИО ВЗПИ, 1990,-30 с.

44. Воротницкий В.Э., Смирнов А.И., Гурнина Е.В. и др. Эффективность использования сбросной теплоты нагрева силовых трансформаторов и автотрансформаторов И Научные основы создания энергосберегающей техники и технологии : Тез. докл. Всесоюз. конф., - М., МЭИ, 1990. - С. 200-202.

45. Воротницкий В.Э. Состояние и перспективы развития ИАСУ ПЭС в СССР / Перспективные интегральные системы автоматизации энергообъектов "Интегра-энерго 90" : Тез. докл. науч.-техн. конф. с международн. уч., - Варна, 1990. - С. 40 .

46. Разработка типовых материалов по созданию интегрированных АСУ энергосистемой. Внестадийная работа. Технико-экономическое обоснование создания автоматизированной системы управления электрических сетей I Воротницкий В.Э., Волковенко Е.А., Шумилин В.Ф. и др. // М. : Энергосетьпроект, № 11651 ТМ-Т8, 1990. -49 с.

47. Методика по оценке эффективности применения трансформаторов с РПН и автоматического регулирования напряжения в замкнутых электрических сетях, РД 34.46.504-90 / Воротницкий В.Э., Лежнюк

П.Д., Серова И.А., Стан В.В. // М. : СПО "Союзтехэнерго", 1990. - 36 с.

48. Воротницкий В.Э., Шапиро И.З. Нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях II Проблемы энергосбережения : Тез. докл.Всесоюз. науч.-техн. конф., 1-3 октября 1991, Часть 2, Киев, 1991. -С. 7-9.

49. Воротницкий В.Э., Идельчик Б.В., Савченко В.А., Милосердое С.А. Методика, комплекс программ и результаты расчета неучтенной электроэнергии в электрических сетях 0,38-10 кВ // Снижение потерь и повышение качества электроэнергии в электрических сетях : Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. совещ., Бишкек, сентябрь 1991, Л., 1991. - С. 162-163.

50. Воротницкий В.Э. Эффективность нетрадиционных мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях II Там же-С. 132-134.

51. Воротницкий В.Э. Математическая модель работы диспетчера электрических сетей // Моделирование электрических систем : Тез. докл. X Всесоюз. науч.-техн. конф., Каунас, 1991. - С. 93-95.

52. Воротницкий В.Э., Серова И.А., Лежнюк П.Д., Хань Н.Л. Комплекс программ по формированию модели электрической сети НО кВ и выше для расчета, анализа и снижения потерь мощности // Там же - С. 206-207.

53. Воротницкий В.Э. Потери электроэнергии в электрических сетях Венгрии, Польши, Румынии и Чехословакии // Энергохозяйство за рубежом. - 1991. - № 2. - С. 8-13.

54. Воротницкий В.Э., Серова И.А., Лежнюк П.Д. Методика и программа оценки эффективности применения РПН и АРПН в замкнутых электрических сетях//Электрические станции. - 1992. - № 1. - С. 1520.

55. Типовое техническое задание по созданию АСУ электрических сетей / Воротницкий В.Э., Шумилин В.Ф., Моржин Ю.И. и др. II М.: Энергосетьпроект, 1991. - 68 с.

56. Воротницкий В.Э., Тимченко В.Ф. Автоматизированные системы управления предприятиями электрических сетей. Рабочая программа, методические указания и задания на курсовую работу для слушателей специальности 'Электрические сети и системы" - М.: РИО ВЗПИ, 1991.- 23 с.

57. Воротницкий В.Э., Кузнецов А.П., Шиян В.В. Прибор для да-

станционного контроля параметров распределительных электрических сетей // Контроль и управление в технических системах : Тезисы докл. науч.-техн. конф. стран СНГ - Винница, 1992. - С. 214-215.

58. Перспективная схема осуществления и развития интегрированных АСУ электрических сетей РАО "ЕЭС России" в комплексе с АСУ нижних уровней управления на базе микропроцессорной техники и вычислительных сетей / Воротницкий В.Э., Волковенко Е.А., Горлов И.Г., Хомич В.В. и др. // М. : Энергосетьпроект, № 14280ТМ-Т1, 1993. -50 с.

59. Воротницкий В.Э., Идельчик В.И., Идельчик Б.В., Кононов Ю.Г. Комплекс программ интегрированной системы диспетчерского управления, контроля и учета энергопотребления в электрических сетях П Электрические станции. - 1994. - № 9. - С. 27-32.

60. Воротницкий В.Э., Там Н.Д. Методика оценки экономической эффективности внедрения и развития системы сбора и передачи телеинформации в энергосистемах // Энергетика и электрификация. -1994. -№ 6-С. 19-21.

61. Воротницкий В.Э., Загорский Я.Т. О задачах и функциях органа по сертификации счетчиков электрической энергии // Применение приборов, устройств и автоматизированных систем учета, контроля, управления электрической энергии, систем измерения качества электроэнергии, новые разработки в этих областях : Тез. докл. Всеросс. семинара - М., 1994. - С. 63-65.

62. Воротницкий В.Э. Методическое обеспечение учебных технологий подготовки оперативно-диспетчерского персонала предприятий электрических сетей II Методические средства подготовки эксплуатационного персонала : Матер, отрасл. шк.-семинара, Часть 2, 21-21 сентября 1995. С.-Пб., -1995. - С. 116-122.

63. Воротницкий В.Э., Царева Н.П. Институт менеджмента РАО "ЕЭС России" II Энергетик, 1995. - № 7. - С. 2-4.

64. Воротницкий В.Э., Люблин A.C. Использование потерь силовых трансформаторов для экономии электроэнергии на подстанциях. Монография - М.: Научно-учебный центр ЭНАС, 1995. - 172 с.

65. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении РД 34.09.101-94. / Броерская H.A., Максимов В.М., Копытов Ю.В., Воротницкий В.Э. и др. // М. : СПО ОРГРЭС, 1995. -44 с.

66. Karapetian I.G., Kudoyarov A.A., Zhelezko U.S., Vorotnitsky V.E. Energy conservation in the transmission and distribution of electrcity in the soviet union II Energy, Pergamon Journal Ltd, London. Gr. Br., Vol. 12, № 10/11, 1987 -p.p. 1107-1110,.

67. Vorotnitsky V., Bondarenko A., Tsareva N., ets. Mise en oeuvre de l'institut du management de la Russie // Paris. : EDF/GDF, 1992. -p.p. 1-14.

68. Vorotnitsky V. Approche informatique et technique pour déterminer les différentes pertes de distribution. - C1FACES : Syntes des débats, Strasburg, France. - 1994. - p.p. 75-76.

69. Idelchik V.I., Kononov Yu.G., Kuzhev V.Kh., Idelchik B.V., Vorotnitsky V.Ed., Zhaltikov Eu.A., Zakharov I.F., Aphanasieff A.A. Software Package for Electrical Distribution Networks. - ICPST'94, Beijing, China. - p.p. 439-443.

70. A. c. 1820419 СССР, H 01 F 27/10. Устройство для отбора теплоты потерь индукционных аппаратов / В.Э. Воротницкий, И.Ш. Люблин (СССР). - № 4918056/57; Заявлено 11.03.91; Опубл. 07.06.93. Бюл. № 21. - 2 с. : ил.

71. Усройсгво для дистанционного измерения тока в распределительных электрических сетях / В.Э. Воротницкий, В.К. Кожевников, А.П. Кузнецов, Ю.А. Родин, В.К. Шанин, В.В. Шиян (СССР). - № 4888230/21 (100760); Заявлено 09.10.90; Получено положительное решение ВНИИГПЭ от 28.07.92.

Подписано к печати 20.05.96

тираж 80 экз; заказ № 127. Формат 1/16

Ротапринт ВНИИЭ, Каширское шоссе 22, корп. 3