автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Обоснование совокупности технико-экономических решений по совершенствованию учета и снижению потерь электроэнергии в распределительной сети 10-0,4 кВ

□03 168136

На правах рукописи

КАМАЛИЕВ РАМИЛЬ НАДИРОВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ СОВОКУПНОСТИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНТСВОВАНИЮ УЧЕТА И СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10-0,4 кВ

Специальность 05 09 03 — электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Казань 2008

003168186

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетически' университет»

Научный руководитель: кандидат технических наук

Абдуллазянов Эдвард Юнусович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Наумов Анатолий Алексеевич

кандидат технических наук Ярыш Равия Фоатовна

Ведущая организация* Центр энергосберегающих технологий РТ при

кабинете министров РТ

Зашита состоится " 23 " мая 2008 г в 1200 в Малом зале заседания ученого совета (корпус В, 2-ой этаж) на заседании диссертационного совета Д 212 082 04 при ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет» по адресу 420066, г Казань, ул Красносельская, 51

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенных печатью учреждения) направлять по адресу 420066, г Казань, ул Красносельская, 51, диссертационный совет Д 212 082 04

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет», а с авторефератом на сайте http //info kgeu ru

Автореферат разослан " 22 " апреля 2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 082 04

кандидат педагогических наук, доцент

Лопухова Т В

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. За последние годы произошли серьезные изменения в системе управления энергетикой, хозяйственной деятельности энергосистем, во взаимоотношениях подразделений энергохолдинга между собой и потребителями В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техническое перевооружение электрических сетей, в совершенствование систем управления их режимами, расчетного и технического учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях Из-за старения сетей увеличилось число ремонтов, аварий и отказов оборудования, что приводит к неоптимальным режимам работы сетей и соответствующему росту технических потерь

Резкое обострение проблемы снижения потерь электроэнергии (ПЭ) требует активного поиска новых путей ее решения, подходов к выбору соответствующих мероприятий, а главное, к организации работы по снижению ПЭ

Подтверждением актуальности темы диссертации является и тот факт, что она выполнялась в соответствии с Федеральным законом РФ «Об энергосбережении» и «Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (далее Правила), утвержденными Постановлением правительства РФ

Цель работы состоит в повышении достоверности определения технических и коммерческих ПЭ в системах электроснабжения объектов сельскохозяйственного назначения на основе совершенствования систем и методов учета электроэнергии Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие научно-технические задачи

1 Анализ динамики отчетных потерь электроэнергии (ОПЭ) в распределительных сетях 10-0,4 кВ (РС 10-0,4 кВ) и причин их роста в период реформирования энергетической отрасли

2 Оценка структуры и динамики полезного отпуска электроэнергии (ПОЭ) в разрезе групп потребителей районных электрических сетей (РЭС)

3 Обоснование эффективности внедрения автоматизированных систем учета электроэнергии (АСУЭ) в комплексе с оптимизацией численности персонала сетевых компаний (СК), выполняющего энергосбытовые функции

4 Целесообразность замены счетчиков устаревших конструкций класса 2,5 на современные многофункциональные приборы учета электроэнергии повышенного класса точности (1,0 и выше)

5 Построение профилей нагрузки характерных групп потребителей электроэнергии, ведение баланса электроэнергии и расчет технических ПЭ, выявление хищений электроэнергии (ХЭ) и проверка работоспособности приборов учета, используя данные АСУЭ

Методы исследования определялись характером каждой из поставленных задач и опирались на положения математической статистики Технические исследования и расчеты выполнялись на ПЭВМ с использованием стандартных программ

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций диссертации определяется корректным использованием при решении поставленных задач методов теории вероятности и математической статистики, сопоставлением расчетных и экспериментальных результатов, общепринятыми в энергетике методами экономической оценки инвестиционных решений

Конкретное личное участие автора в получении результатов- все результаты диссертационной работы, выносимые на защиту, получены лично автором Научная новизна работы заключается в следующем

1 Обоснована необходимость внедрения АСУЭ в РС 10-0,4 кВ при оптимизации существующего количества персонала СК, доказана приоритетность применения данных систем с расширением функций по расчету баланса, норматива ПЭ и выявления причин небаланса электроэнергии

2 Доказана экономическая эффективность замены счетчиков устаревших конструкций класса точности 2,5 на класс точности 1,0 и выше, обеспечивающая снижение коммерческих потерь электроэнергии (КПЭ) в РС 10-0,4 кВ

3 Усовершенствована методика определения объема оказанных услуг по передаче электроэнергии в части расчета коэффициента среднесуточного потребления электроэнергии физическими лицами на основе переданных ими данных

4 Построены характерные графики нагрузок сельскохозяйственных потребителей с учетом изменения структуры потребления в период реформирования электроэнергетики, повышающие достоверность расчетов технических ПЭ в РС 10-0,4 кВ

5 Уточнена структура баланса электроэнергии в части выделения в отдельную составляющую величины начисленной электроэнергии по выявленным фактам бездоговорного потребления

Практическая ценность работы заключается в том, что предложенные технико-экономические решения позволяют увеличить достоверность определения составляющих баланса электроэнергии, определить приоритетность разработки и внедрения мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии в зависимости от структуры ПОЭ Внедрение и широкое применение АСУЭ, которое экономически оправдано в РС 10-0,4 кВ, дополнения в методику определения ПОЭ в части расчета среднесуточного потребления электроэнергии гражданами-потребителями дают возможность увеличить точность расчета отчетных и технических ПЭ, и, как следствие, ведут к снижению КПЭ

На защиту выносятся следующие основные результаты и положения

1 Обоснование целесообразности применения АСУЭ в РС 10-0,4 кВ с расширением функций для организации коммерческого учета электроэнергии, составления балансов электроэнергии, профилей энергопотребления характерных нагрузок, расчетов норматива ПЭ, выявления ХЭ

2 Необходимость приоритетной установки многофункциональных счетчиков повышенных классов точности у бытовых и мелкомоторных потребителей за счет средств СК

3 Внесение изменений в методику определения объема оказанных услуг по передаче электроэнергии физическим лицам в части использования показаний приборов учета, передаваемых гражданами-потребителями

4 Внесение изменений в структуру баланса электрической энергии в части исключения величины электроэнергии, начисленной по актам бездоговорного потребления электроэнергии, из состава ОПЭ и выделения ее в качестве отдельной составляющей

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференциях и семинарах вторая научно-практическая конференция «Автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ)», г Екатеринбург, ГУ «Свердловгосэнергонадзор», «СГЭН-ЦЕНТР», 2002г, межрегиональная

научно-практическая конференция «Управление снижением потерь в электрических сетях Энергетические обследования электросетевых компаний», г Екатеринбург, Уральский государственный технический университет - УПИ, 2003г , третья международная научно-техническая конференция-выставка «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях-2004», г Москва, ВНИИЭ, 2004г, молодежная научно-практическая конференция ОАО «Сетевая компания», г Казань, 2006г, ОАО «Сетевая компания», итоговая молодежная научно-практическая конференция ОАО «Татэнерго», г Казань, Татэнерго, 2006г, конкурс «Энергоэффективного оборудования и технологии» в рамках выставки «Энергетика Ресурсосбережение», г Казань, ОАО «Казанская ярмарка», 2006г, пятый научно-технический семинар-выставка «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях», г Москва, Диалог-Электро, 2007г, вторая молодежная международная научная конференция «Тинчуринские чтения», г Казань, Казанский государственный энергетический университет - КГЭУ, 2007 г

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 7 печатных работах, список которых приведен в конце автореферата

Структура работы Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, приложений и списка литературы Общий объем диссертации 244 страницы, в том числе 27 рисунков, 53 таблицы и список литературы из 98 наименований

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Во введении ставится и обосновывается важная задача оценки эффективности внедрения организационно-технических мероприятий по снижению потерь электроэнергии (ОТМ) и разработки совокупности решений по достоверизации объема оказанных услуг по передаче электроэнергии Указывается необходимость разработки и приоритетного внедрения АСУЭ в РС 10-0,4 кВ с учетом оптимизации планов работ и численности персонала СК, выполняющего энергосбытовые функции Дается краткая характеристика работы, формулируется актуальность и цель работы

В первой главе рассмотрена динамика поступления электроэнергии в сеть и ОПЭ в электрических сетях РФ и за рубежом, проведен анализ причин роста ПЭ в период реформирования электроэнергетики Дана структура КПЭ и основные ОТМ, проводимые за рубежом Предложено внести изменения в структуру баланса электроэнергии

ОПЭ в электрических сетях в целом по России в течение последних десяти лет находились в диапазоне 10-13% от количества электроэнергии, отпущенной в сеть Анализ динамики абсолютных и относительных ПЭ в электрических сетях, режимов работы сетей и их загрузка показывает, что практически отсутствуют весомые причины роста технических ПЭ, основная причина роста потерь - увеличение коммерческой составляющей Особенно это характерно для РС 10-0,4 кВ Динамика изменения нормативных и ОПЭ в РС 10-0,4 кВ энергосистемы ОАО «Татэнерго» представлена на рис 1, здесь величина ПЭ находится в диапазоне 12-18%

В отдельных энергосистемах России ОПЭ уже превысили 20%, а в некоторых достигли 30%, т е находятся на уровне ПЭ таких стран Африки как Мали, Гвинея, Нигерия Чем выше доля промышленного потребления, тем ниже уровень ОПЭ В энергосистемах с преимущественно сельскохозяйственной и бытовой нагрузкой ОПЭ, как правило, значительно выше

В период «распаковки» энергосистем наблюдается рост ПЭ в РС 10-0,4 кВ

Т8Д6-----18^3-

I

Ж

I

13,46 13,53 12,1)6-----1*26

1

в,62 I

1

Рис.1. Динамика изменения фактических и нормативных потерь электроэнергии в распределительной сети ОАО «Татэнер-го» с 1997 по 2004 гг.

1997 1998 1999 2000

□ Потери нормативные, млн.кВт.ч.

2001 2002 2003 2004

□ Потери фактические, млн.кбт.ч.

Выделены основные причины роста ОПЭ: несоответствие ПОЭ по населению фактической величине потребления; снижение темпов работы по выявлению ХЭ; несовершенство расчетного учета электроэнергии (РУЭ); недостатки энергосбытовой деятельности; нехватка персонала СК в части энергосбытовых функций, расчета и анализа ПЭ; необоснованное отнесение на СК ПЭ после границы раздела по балансовой принадлежности; самовольные подключения потребителей, ранее отключенных за неоплату.

Одной из причин КПЭ является потребление электроэнергии без заключения договора энергоснабжения. Начисленная по актам бездоговорного потребления электроэнергия не входит в ПОЭ и является составляющей ОПЭ. ОПЭ Д^¥0тч, определяются как разность электроэнергии, отпущенной в сеть \У0с и полезно отпущенной потребителям \УПо и рассчитываются по формуле: Д\¥0тч = - ^^по.

С точки зрения налогооблажения и бухгалтерского учета выявленные факты бездоговорного потребления считаются внереализационными доходами. Данный доход фактически является прибылью, и вся сумма дохода облагается налогом на прибыль. С точки зрения формирования баланса электроэнергии выявленные факты бездоговорного потребления включаются в структуру отчетных ПЭ в виде кВт.ч, которые покупаются СК. То есть СК несет дополнительные расходы на покупку выявленного бездоговорного потребления электроэнергии.

В целях исключения двойной оплаты за объем электроэнергии, начисленный по выявленным фактам бездоговорного потребления, а также для достоверного ведения баланса электроэнергии и корректного определения его структуры предложено учесть бездоговорное потребление в виде отдельной составляющей. В результате ОПЭ будут определяться по формуле (1).

ДWoтч = Woc- Wпo-Wв.Б.п. (1)

где \Ув.б.п- выявленные факты бездоговорного потребления.

В целом по первой главе можно сделать следующие выводы:

- существует прямая зависимость величины ОПЭ от состояния экономики страны и реформирования электроэнергетики, которую нельзя объяснить лишь изменением структуры потребления и режимов электроснабжения;

- методы расчета составляющих баланса электроэнергии, достоверный учет отпущенной и потребленной энергии и выбор оптимального комплекса мероприятий по снижению КПЭ в настоящее время приобретают определяющее значение.

Во второй главе целью исследования являлась разработка методов по достове-ризации объема оказанных услуг по передаче электроэнергии в РС 10-0,4 кВ, обслуживающих сельские районы. Для них характерна низкая плотность нагрузки, удаленность и значительная рассредоточенность РУЭ, высокие КПЭ.

Для определения наиболее энергоемких потребителей и анализа структуры потребления, рассмотрена динамика ПОЭ в разрезе групп потребителей Сравнение величин ПОЭ по сетевому предприятию в течение последних трех лет показало, что наблюдается рост ПОЭ по населению (с 14 до 16%), снижение по сельскохозяйственным потребителям, по остальным группам - сохранение прежнего уровня потребления Аналогичный анализ выполнен и по РС 10-0,4 кВ Здесь основными потребителями являются сельскохозяйственные производители, население, непроизводственные потребители Причем, если потребление в сельском хозяйстве из года в год снижается, то доля электроэнергии, потребляемая бытовым сектором, возрастает Доля потребления населением составляет четверть об общей величины ПОЭ, причем в разрезе отдельных РЭС эта величина достигает 30% и более

В качестве основной формы расчетов за электроэнергию с гражданами-потребителями в нашей стране традиционно используется система самообслуживания, при которой потребитель сам фиксирует показания счетчика, рассчитывает объем потребления и его стоимость, заполняет платежный документ и производит оплату Неоплаченная и неучтенная часть потребленной энергии отрицательно влияет на корректность формирования баланса и является одной из основных составляющих КПЭ После изучения опыта зарубежных стран и энергосистем России, а также существующего положения дел по работе с населением определены основные принципы комплексного подхода по достоверизации объема оказанных услуг по передаче электроэнергии

1 Отказ от системы самообслуживания и переход на ежемесячное выставление счетов-квитанций физическим лицам Это позволяет снизить КПЭ в РС 10-0,4 кВ, не допускать искажения налогооблагаемой базы, повысить уровень оплаты электроэнергии бытовыми потребителями

2 Предъявление требований к РУЭ установка учета электроэнергии на границе раздела по балансовой принадлежности, дистанционный съем показаний счетчиков, определение несанкционированных подключений на основе новейших методов, дистанционное отключение потребителей-неплательщиков

3 Предложена методика определения величины объема оказанных услуг по передаче электроэнергии с наибольшей достоверностью, соответствующей фактическому потреблению гражданами-потребителями

Изучен алгоритм определения ПОЭ по населению на основе программного комплекса, используемого в ОАО «Татэнерго» Итоговая величина ПОЭ за отчетный месяц складывается из суммы текущего начисления и доначисления на основе перерасчета предыдущих периодов (перерасчет среднесуточного начисления)

= И"1™, > где IVф1 - ПОЭ по населению, - текущее начисление на основе показаний счетчиков, указанных в квитанции или при контрольном обходе, -доначисление на основе среднесуточного потребления

= - Лкр1д, где пж - показание счетчика в текущем месяце по оплаченной квитанции или контрольному обходу на дату Дт,, П„р,д - занесенное показание

счетчика в базе данных программы за предыдущий период

=Ксрст где Ксрст - коэффициент, определяющий среднесуточное

потребление физического лица

Кг т = —^ где последние контрольные показания счетчика

на дату Д^,трпсс„ „pri - контрольное показание счетчика по базе данных программы за предыдущий период на дату Дк„т,рпг,д

В основном начисление за текущий месяц Wm¡t в разрезе месяцев не подвержено значительным колебаниям Текущее начисление по абоненту рассчитывается исходя из последних показаний счетчика Пт, и П„ра, при отсутствии показаний - расчет ведется по социальному нормативу Величина перерасчета предыдущих периодов, которая включается в начисление отчетного месяца, зависит от наличия и периодичности контрольных снятий показаний счетчика и перерасчета среднесуточного потребления абонента Kcpcvm согласно снятым показаниям счетчика

Предложено внести дополнения в методику определения ПОЭ в части определения среднесуточного потребления граждан и учесть сведения по показаниям счетчиков, передаваемых физическими лицами при оплате квитанций При этом Кср пт определяется по формуле

jt- _ ^потр поел ^потр пред Í0\

ер cvm ~ ~Z _ rj V '

Д к« посi г-Ь кв пред

где nnanpmt и Пттргр<д - показания счетчика, указанные в последней квитанции на оплату на дату Да пхд и показания счетчика по предыдущей квитанции на дату Д., прсд соответственно

Ежемесячно оплачиваются чуть менее 70% квитанций, при этом контрольные обходы в среднем проводятся 1 раз в 10 месяцев При применении формулы (2) существенно уменьшается период, за который определяется Kvam Снижается величина перерасчетов по гражданам-потребителям в отчетном периоде и с большей достоверностью определяется ПОЭ по населению, отчетный баланс и ПЭ 4 Разработаны новые аналитические табличные формы и листы обхода линейных контролеров на основе результатов расчета ПОЭ Они позволяют своевременно выявить потребителей, по которым прошли ошибочные начисления (подозрительные перерасчеты), определить перечень потребителей, учет которых требует первоочередного обследования, проверить обоснованность смены статуса потребителей (постоянный, сезонный, отключенный, закрытый)

Внесение дополнений в методику формирования объема услуг по передаче электроэнергии физическим лицам и разработка табличных форм для анализа ПОЭ позволило в 2007 г по Приволжским электрическим сетям (ПЭС) увеличить среднемесячное начисление на одного потребителя на 12%, количество снятых показаний счетчиков на 22%, составленных актов хищения на 60%

По второй главе можно сделать вывод о необходимости отказа от системы самообслуживания и перехода к работе по ежемесячному выставлению счетов-квитанций, которые формируются на основе корректного расчета среднесуточного потребления электроэнергии населением

В третьей главе дан анализ работы линейного персонала по обследованию граждан-потребителей, на основе фотографий рабочего времени составлены планы работ линейного персонала сетевого предприятия и доказана необходимость разработки и внедрения АСУЭ в РС 10-0,4 кВ

Анализ работы линейных контролеров ПЭС показал, что персонал в течение рабочего дня в среднем снимает показания у 16 бытовых потребителей Для того,

чтобы произвести 100% съем показаний электросчетчиков необходимо от 5 до 16 месяцев в зависимости от РЭС или около 10 месяцев в целом по предприятию Данное обстоятельство серьезно сказывается на корректности определения величины ПОЭ, соответствующей фактическому потреблению абонента Кроме того, не выполняется пункт 150 Правил, где указано, что СК должны обследовать потребителей не реже 1 раза в полгода Данная проблема характерна для большинства РЭС

На основании перечня работ, осуществляемых при обследовании потребителей, составлены фотографии рабочего дня линейного контролера с учетом времени на дорогу, проверку целостности оборудования, снятия контрольных показаний счетчиков и составления акта осмотра в разрезе 11 населенных пунктов Математическая модель данного процесса задана в виде выражения (3)

N = (Тра6-Тпр)/Тобщ (3)

где N - количество потребителей, обследуемых в течение рабочего дня, Траб, мин -продолжительность рабочего дня, Тпр, мин - время на проезд до объекта и обратно, Тоби» МИН - время на осуществление работ по проверке РУЭ потребителя, рассчитывается по формуле (4)

^общ = Т пер + Тдост + Тосм + Tm6 + Т + Тп + Тпро1 (4)

где Тпср, мин - время, затрачиваемое на дорогу от одного потребителя к другому в населенном пункте, Тдост, мин - время, затрачиваемое на доступ к РУЭ потребителя, Тим, мин - время на осмотр подводок к дому, Т^, мин - время на выполнение мероприятий по соблюдению техники безопасности, Та1(т, мин - время на составление акта хищения (осмотра), рассчитывается по формуле (5), Тсч, мин - время на замену счетчика, рассчитывается по формуле (6), Тпров, мин - время для выполнения работ по технической проверке РУЭ

(А +А )xí

rp _ \ xitiq **осм/ amia

N„tpc X t^

(5)

где Ахищ, шт — число составленных актов ХЭ, Аосм, шт - число составленных актов осмотра, ^а, мин - время на составление одного акта хищения (осмотра), Ыперс, чел - численность линейного персонала, ^¡,6, дн — число рабочих дней в году

... {^одн ^шрлх)Х ^сч

-N^1 (6)

мрс Л 'раб

где шт - количество замененных однофазных счетчиков, , шт - количество замененных трехфазных счетчиков, 1сч, мин - время на замену одного счетчика

Результаты работы представлены в таблице 1 Необходимо отметить, что в зависимости от населенного пункта один линейный контролер может обследовать от 15 до 20 частных абонентов Согласно фотографиям рабочего времени один линейный контролер должен обследовать 18 граждан-потребителей за один рабочий день

Из формулы (3) и таблицы 1 видно, что количество обследованных потребителей обратно пропорционально расстоянию до населенного пункта, потребителей которого необходимо обследовать, и прямо пропорционально скорости движения транспортного средства

В период реформирования энергосистемы большая часть сбытовых функций перешла от предприятия «Энергосбыт» в ОАО «СК», однако согласно нормативам численности количество работников ОАО «СК» по энергосбытовой функции преду-

смотрено гораздо меньше Норматив численности линейного персонала предприятий сбытовых компаний на 1000 абонентов в сельской местности составляет 1,04 ед В тоже время для персонала сетевых организаций в сельской местности на 1000 абонентов приходится 0,575 ед Кроме того, некоторые функции дублируются, это приводит к увеличению общей численности персонала сбытовых и сетевых компаний

Таблица 1

Фотографии рабочего времени в разрезе населенных пунктов

№ п/п Наименование населенного пункта(н п) Расстояние до н п, км Проезд персонала до объекта (н п) и обратно (мин) Время, затраченное на проверку одного РУЭ (мин) Количество точек РУЭ, которые необходимо обследовать контролеру в день (шт)

1 Машляк 45 120 22 16

2 Кугарчино 25 60 22 19

И Кушлауч 36 65 22 19

На основе анализа статистической информации по обследованию потребителей и разработанной математической модели данного процесса сделаны выводы

1 Предложенная математическая модель описания процесса обследования потребителей дала возможность дополнить критерии выбора мест установки АСУЭ удаленность объектов электроснабжения от базы РЭС и труднодоступность потребителей

2 В результате сравнительной оценки перечня функциональных обязанностей персонала СК и коэффициентов, применяемых для расчета норматива численности персонала РЭС, обоснована необходимость пересмотра коэффициентов при расчете норматива, используемых в настоящее время Оптимизирован существующий ежемесячный план работы линейных контролеров с учетом фотографий рабочего времени и требований нормативно-технических документов.

В четвертой главе доказана эффективность организации учета электроэнергии в сельскохозяйственных системах электроснабжения 10-0,4 кВ на основе АСУЭ, определены требования к АСУЭ при внедрении в РС 10-0,4кВ, обоснованы методы совершенствования учета электроэнергии у физических и юридических лиц

Первичным датчиком информации системы АСУЭ служит многофункциональный счетчик Проведен сравнительный анализ современных электронных счетчиков электроэнергии СТЭБ-04Н, СЭТ-4ТМ02 2, ЦЭ6850М, ПСЧ-4ТМ 05, Меркурий 230 АЯТОЗ Сравнивались следующие параметры номинальное значение силы тока, класс точности, рабочие условия эксплуатации, межповерочный интервал, средняя наработка на отказ, средний срок службы, наличие различных типов интерфейса На основе этого сделан вывод о том, что счетчик «Меркурий 230» обладает наиболее выгодным соотношением «надежность-функциональность-цена»

В настоящее время АСУЭ ориентированы для установки в городских электрических сетях и у крупных потребителей В тоже время основная доля КПЭ приходится на РС 10-0,4 кВ, где применение АСУЭ ничтожно мало

Для оценки эффективности внедрения АСУЭ в РС 10-0,4кВ на базе счетчика «Меркурий-230» со встроенным ОБМ-модемом проведен сравнительный анализ потребления до и после установки ее по 16 объектам энергоснабжения По сравнению с 2004 г среднегодовой ПОЭ за 2005-2006 гг вырос на 929 тыс кВт ч или 11,70% Аналогичный анализ проведен и для системы АСУЭ на базе узла учета с контроллером По сравнению с 2005 г ПОЭ за 2006 г вырос на 776 тыс кВт ч или 12%

Технико-экономический расчет по сроку окупаемости АСУЭ при внедрении в РС 10-0,4кВ показал, что он не превышает восьми месяцев (таблица 2)

Таблица 2

Расчет эффективности внедрения АСУЭ

№ пп Показатель Затраты, тыс руб Экономический эффект на 1 узел учета, тыс руб

традиционные приборы учета АСУЭ на базе счетчиков "Меркурий"

Счетчик Меркурий 230 со встроенным СБМ модемом

1 Снятие показаний счетчиков 1 538 1,575 -0 037

2 Определение поврежденных эл установок при аварийных отключениях 0,04 0 005 0 035

3 Безучетное пользование электроэнергией 0,63 0 0,63

4 Определение полезного отпуска по потребителям 61,58

5 Стоимость оборудования и установки 3,20 31,25

6 Техническое обслуживание приборов учета э/э 0,88 4,79

7 Срок окупаемости, мес. 7,5

Автоматизированный узел учета с контроллером и внешним СЭМ модемом

1 Снятие показаний счетчиков 1,538 1,575 -0 037

2 Определение поврежденных эл установок при аварийных отключениях 0,04 0,005 0,035

3 Безучетное пользование электроэнергией 0,63 0 0,63

4 Определение полезного отпуска по потребителям 74 74

6 Техническое обслуживание приборов учета э/э 0 88 9,40

7 Срок окупаемости, мес. 8

Необходимо учесть, что на результат расчета срока окупаемости существенное влияние оказывает расход по точкам учета При меньшем потреблении срок окупаемости существенно возрастает В связи с этим определены критерии выбора мест установки АСУЭ наличие энергоемких потребителей, высокий уровень небаланса электроэнергии, наличие расчетного учета в ТП, выявленные факты ХЭ, отсутствие доступа к РУЭ, важность объекта с точки зрения недопущения перерывов электроснабжения

Одним из наиболее широко внедряемых мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии является замена счетчиков класса 2,5 на современные приборы учета Недостатком внедряемых в настоящее время мероприятий по снижению ПЭ является то, что проводится предварительный технико-экономический расчет мероприятия, однако в дальнейшем в момент реализации отсутствует полновесный анализ его эффективности

Проведен анализ фактической эффективности замены счетчиков устаревших типов класса 2,5 на счетчики класса 2,0 и выше на основе статистических данных за продолжительный период времени. Кроме того, выполнено сравнение расхода электроэнергии по приборам учета класса 2,5, установленным у частных абонентов за 2006-2007 гг Для достоверизации результатов анализа использован метод математической статистики - «правило трех сигм» Итоговые результаты работы представлены в таблице 3

Сделаны следующие выводы

- потребление электроэнергии населением в сельской местности растет Анализ показал, что расход по точкам учета электроэнергии класса точности 2,5 в 2007 году по сравнению с 2006 г вырос на 7,09%,

- замена приборов учета класса 2,5 на счетчики класса 2,0 и выше является важным мероприятием по снижению КПЭ в РС 10-0,4 кВ,

- приоритетной является установка счетчиков класса точности 1,0 при замене однофазных счетчиков устаревшего типа 2,5, а также счетчиков класса 2,0

Таблица 3

Результаты работы по замене приборов учета у физических лиц

Данные по приборам учета и полезному отпуску Замена счетчиков электроэнергии на более высокий класс точности Расход по счетчикам класса 2,5

2,5 на 2,0 и 1,0 2,5 на 2,0 2,5 на 1,0 2,0 на 1,0

Количество счетчиков в первоначальной выборке 866 728 116 33 7030

Количество счетчиков, которые были исключены из выборки 34 17 7 4 112

Количество счетчиков, по которым выполнялся анализ 832 7)1 109 29 6918

Увеличение полезного отпуска в течение года после замены на одного потребителя, кВт ч 192 176 476 450 90,34

Увеличение полезного отпуска в течение года после замены на одного потребителя, % 16,67 15 47,38 43 7,09

Согласно разделу XII Правил ответственность за сохранность и замену приборов учета ложится на потребителя В то же время затраты на замену однофазного счетчика (с учетом стоимости прибора учета) составляют порядка 700 руб , увеличение полезного отпуска на одного потребителя за год при установке счетчиков класса точности 1,0 составляет 476 кВт ч или 681 руб Сетевым предприятиям необходимо осуществлять замену счетчиков устаревших конструкций на современные многофункциональные счетчики класса точности 1,0 за счет собственных средств

Изучен опыт внедрения АСКУЭ БП в частном секторе и у юридических лиц Выполнен сравнительный анализ расхода электроэнергии по 71 прибору учета системы РМС-2050М, установленной в населенном пункте Рыбная Слобода После внедрения данной системы ПОЭ вырос на 22,99% (ежемесячный рост ПОЭ в 2007 г по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на одного потребителя составил 16 кВтч)

В результате проведенного анализа и опытной эксплуатации были сформированы общие требования к АСУЭ, определены критерии оптимальности и эффективности внедрения Под критерием оптимальности понимается наименьший срок окупаемости системы с учетом затрат на установку и техническое обслуживание АСУЭ Критерий эффективности внедрения представлен условием комплексной минимизацией КПЭ (недостатки энергосбытовой деятельности, хищения электроэнергии, качество электроэнергии в точках поставки, ограничение и отключение потребителей) Результаты технико-экономических расчетов и анализ работы АСУЭ доказали, что внедрение АСУЭ в РС 10-0,4 кВ сельскохозяйственных районов оправдано и является одним из основных мероприятий по снижению КПЭ Задача снижения КПЭ выполняется при правильном определении места установки автоматизированных узлов учета Предложены основные критерии выбора мест установки АСУЭ

В пятой главе представлены возможности применения систем АСУЭ с расширением функций для организации РУЭ, составления балансов электроэнергии, построения профилей энергопотребления характерных нагрузок, расчета норматива ПЭ, выявления причин небаланса электроэнергии

Основной проблемой при проведении работ по построению характерных графиков нагрузки является ограниченность выборки для проведения статистического

анализа, ввиду того, что лишь у некоторого количества потребителей установлены узлы учёта, позволяющие обеспечить сбор статистической информации.

Для анализа выбрано семь сельскохозяйственных потребителей. Для каждого из них сняты суточные показания счётчиков (с интервалом времени 30 мин) в течение месяца. Проведена обработка статистических данных с использованием методики, состоящей в совместном применении нескольких критериев согласия (критерий Месси, критерий Хельвига, критерий знаков, критерий количества серий) для случая малых выборок, и построены в качестве характерных графики нагрузок сельхозпот-ребителей для буднего (рис.2) и выходного дня.

Рис.2. Характерный график нагрузки сельскохозяйственных потребителей, будний день.

На основании анализа и сравнения предложенных и используемых графиков нагрузки сделаны следующие выводы:

- график нагрузки сельскохозяйственных потребителей практически не зависит от дня недели;

- на основе применения вероятностно-статистических методов доказано, что график нагрузки для рассмотренных выше сельскохозяйственных потребителей является характерным;

- типовые графики нагрузки, используемые в настоящее время при проектировании вновь строящихся объектов и эксплуатации существующих, отличаются от характерных графиков нагрузки, построенных на основе данных АСУЭ. В настоящее время сельхозпроизводители применяют современное автоматизированное оборудование, кроме того, наблюдается смещение графика рабочего дня в сельском хозяйстве.

На основе данных, полученных с АСУЭ, можно не только дистанционно определять расход электроэнергии и следить за состоянием объектов, но и выполнять расчет технических потерь, используя методы с высокой точностью результатов расчета. Для сравнения результатов расчётов технических ПЭ согласно методике нормирования потерь были выбраны следующие методы:

- метод оперативных расчётов на основе данных, полученных с системы АСУЭ (использование суточных графиков нагрузки с интервалом времени А1=30 мин);

- метод средних нагрузок (проведен расчёт ПЭ двумя способами: по расходу электроэнергии и максимальному току головного участка).

Расчет ПЭ выполнен по участку сети 10 кВ (ВЛ 10 кВ и силовой трансформатор), в качестве расчетного периода были выбраны одни сутки. При определении технических потерь учитывалась загрузка сети. На рис. 3 представлено сравнение результатов расчёта ПЭ различными способами.

пз, %

14 13,5 13 12,5 12 11,5 11 10,5 10

Ж и

г—:шм г

Рис.3. Сравнительная диаграмма различных методов расчета технических потерь электроэнергии

325,5

397,2

435,5 РАСХОД, кВт-ч

Ш Метод средних нагрузок (по максимальному току головного участка} ЕЗ Метод средних нагрузок (по расходу головного участка) □ Метод оперативных расчётов

На основании анализа полученных результатов сделаны выводы:

- в РС 10-0,4 кВ ПЭС значительную долю составляют условно-постоянные ПЭ (потери холостого хода трансформатора) ввиду низкого коэффициента загрузки трансформатора. С ростом потребления и соответственно снижением доли условно-постоянных ПЭ становится значительной разница ПЭ, рассчитанных различными методами;

- применение метода оперативных расчётов с использованием данных АСУЭ позволяет увеличить достоверность расчета норматива ПЭ в РС 10-0,4 кВ.

Разработан метод выявления причин КПЭ с использованием АСУЭ. Определен алгоритм действий при высокой величине небаланса электроэнергии в РС 10-0,4 кВ при совместном использовании балансового метода и сравнения графиков нагрузки потребителей (рис. 4). При реализации данного метода сравниваются величины потребления по всем РУЭ (Потребители 1-4) в период роста небаланса с аналогичными днями предшествующего периода. В случае если величина потребления какого-либо абонента (Потребитель 1) в дни роста небаланса значительно ниже по сравнению с величиной потребления за аналогичные дни предшествующего периода, то делается вывод о неверной работе РУЭ данного потребителя или возможном ХЭ. В случае высокого уровня небаланса электроэнергии в сети и отсутствии снижения нагрузки у потребителей можно сделать вывод о несанкционированном подключении до РУЭ.

Потребление, кВг'ч

900,00

750.00

0,00

01.феа ОЗ.фев 05.фев 07.фев ОЭ.фев 11,фев 13,фев 15.фев 17.фев 1Э.фев 21.фев 23.фев 25.фее 27.фев

—♦—Потребитель 1 —Ж— Потребитель 2 &......потребитель 3

—*— Потребитель 4 ............. Небаланс, %

Рис. 4. Балансовый отчет по ТП

Математически условия выявления причин небаланса электроэнергии за рассматриваемый период времени можно описать в виде системы

ВНЕ 'Jz К1'

АтОг)^>т ах, Уг€ЬгвнБ^гк] где Я%(у2) - функция величины небаланса (в %) электроэнергии за рассматриваемый период, Пн - величина технических ПЭ для данного объекта, в %, ) - разность между величинами потребления за каждые сутки ]г, с привязкой ко дню недели (2:), каждого потребителя до момента возникновения высокого небаланса ]гвнв и после него, )гк - конец рассматриваемого периода

В результате проведенной работы можно отметить следующее

- на основе применения вероятностно-статистических методов доказано, что график нагрузки для сельскохозяйственных потребителей может быть использован в качестве характерного для сельских районов,

- применение метода оперативных расчетов с использованием необходимых исходных данных АСУЭ позволяет увеличить достоверность расчета технических ПЭ в РС 10-0,4 кВ,

- разработан метод выявления причин КПЭ с использованием АСУЭ, который может служить дополнением к известным методам выявления несанкционированных подключений

В заключении сформулированы основные результаты работы

1 Основным направлением работ по снижению ПЭ в России является проведение мероприятий, экономически выгодных для отечественных условий, и снижение ПЭ до уровня, оптимального для нашей страны

2 В целях достоверного ведения баланса электроэнергии и корректного определения его составляющих предложено учесть выявленное бездоговорное потребление электроэнергии в виде отдельной составляющей и исключить его из состава ОПЭ

3 Предложены дополнения в методику определения ПОЭ по населению Разработаны аналитические таблицы для анализа результатов расчета ПОЭ и составлен ежемесячный план работы линейного персонала РЭС Предложенные решения в настоящее время применяются в работе филиалов ОАО «Сетевая компания»

4 На основе анализа причин КПЭ в РС 10-0,4 кВ и их структуры обоснован критерий эффективности внедрения АСУЭ наименьший срок окупаемости с максимально возможным перечнем функций для достижения основной задачи - снижения КПЭ Технико-экономический расчет по эффективности внедрения АСУЭ в РС 10-0,4 кВ показал, что срок окупаемости составляет не более 8 месяцев при учете критериев выбора мест установки Показано, что АСУЭ помимо дистанционного съема показаний счетчиков позволяет решать целый комплекс задач контроль состояния объектов электроэнергетики, параметров качества электроэнергии, построение характерных графиков нагрузки, расчет балансов и технических ПЭ

5 Разработан метод выявления причин небаланса электроэнергии с применением АСУЭ при совместном использовании балансового метода и сравнения графиков нагрузки потребителей

6 Доказано, что замена счетчиков класса 2,5 на приборы учета класса 2,0 и выше является важным мероприятием по снижению КПЭ в РС 10-0,4 кВ и дает эффект в увеличении ПОЭ на 16,7% Приоритетна установка счетчиков класса точности 1,0

)

7 Разработанные методы и средства внедрены в Приволжских электрических сетях ОАО «Сетевая компания», а также в других филиалах СК Реализация целого комплекса ОТМ, указанных в данной работе, позволила добиться существенных результатов в снижении ПЭ в ПЭС В 2006 году по сравнению с 2005 г ОПЭ снижены на 15 млн кВт ч или 6%, за 12 месяцев 2007г выполнен норматив ПЭ

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах

1 Миннулин Р Г, Камалиев Р Н Разработка универсальной базы данных по измерительным преобразователям тока и напряжения // Материалы докладов третьей Всероссийской научно-технической конференции «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике», Чувашский государственный университет, 2000г - С 109-110

2 Федотов А И , Камалиев Р Н Потери электроэнергии в распределительных электрических сетях и пути их снижения // Материалы докладов Всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН В Е Алемасова «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении», Казанский государственный энергетический университет, 2002г - С 105-107

3 Шакаев С М , Федотов А И , Камалиев Р Н «Потери электроэнергии в электрических сетях ОАО "Татэнерго" // Изв ВУЗов Проблемы энергетики, 2003 - № 3-4 -С 102-107

3 Федотов А И , Камалиев Р Н Анализ оплаты населением за потребленную электроэнергию // Материалы докладов третьей Всероссийской молодежной научно-технической конференции «Будущее технической науки», Нижегородский государственный технический университет, 2004г , секция «Электроэнергетика», подсекция «Эффективность системы электроэнергетики и экономии электрической энергии»

4 Абдуллазянов Э Ю, Иванов Р Л, Камалиев Р Н Внедрение систем дистанционного контроля потребления электроэнергии на базе счетчиков "Меркурий-230" // Материалы докладов второй молодежной международной научной конференции «Тинчуринские чтения», Казанский государственный энергетический университет, 2007г - С 51-52

5 Галимов А И, Камалиев Р Н Влияние реализации электроэнергии по населению на величину отчетных потерь Пути увеличения полезного отпуска по частным абонентам // Материалы докладов тринадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов, МЭИ, 2007г - том 3, С 303-305

6 Сибгатуллин Ф Т, Камалиев Р Н Внедрение систем дистанционного контроля потребления эл энергии на базе счетчиков Меркурий 230 // Материалы докладов тринадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов, МЭИ, 2007г - том 3, С 290-291

Изд Лиц № 00743 от 28 08 2000 г

Подписано к печати 14 04 2008г Формат 60x84/16

Гарнитура «Times» Вид печати РОМ Бумага офсетная

Физ печ л 1 0 Уел печ л 0 94 Уч -изд л 1 0

Тираж 100 Заказ №3140

Типография КГЭУ 420066, г Казань, ул Красносельская, 51

ВВЕДЕНИЕ.

1. ДИНАМИКА, СТРУКТУРА И АНАЛИЗ ПОТЕРЬ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ.

1.1. АНАЛИЗ ОТЧЕТНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ РОССИИ И ДАЛЬНЕГО ЗАРУБЕЖЬЯ.

1.2. ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ ОАО «ТАТЭНЕРГО».

1.2.1. Работа по выполнению норматива потерь электроэнергии в Татарской энергосистеме с 1995 по

2004 годы.

1.2.2. Анализ причин роста потерь электроэнергии в период реформирования электроэнергетики. Структура коммерческих потерь электроэнергии.

1.2.3. Уточнение структуры баланса электроэнергии сетевых компаний.

1.3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ПРОВОДИМЫЕ В ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАНАХ.

1.3.1. Мероприятия по снижению коммерческих потерь электроэнергии.

1.3.2. Средства и системы снятия и передачи показаний счетчиков электроэнергии.

1.4. ВЫВОДЫ.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ДОСТОВЕРИЗАЦИИ ОБЪЕМА

ОКАЗАННЫХ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 10-0,4 кВ.

2.1. АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ПОЛЕЗНОГО ОТПУСКА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАЗРЕЗЕ ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.

2.2. ФОРМИРОВАНИЕ ОБЪЕМА ОКАЗАННЫХ УСЛУГ ПО

ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ГРАЖДАНАМ

ПОТРЕБИТЕЛЯМ.

2.2.1. Система самообслуживания при расчетах за потребленную населением электроэнергию.

2.2.2. Основные принципы комплексного подхода по достоверизации объема оказанных услуг по передаче электроэнергии.

2.2.3. Формирование объема оказанных услуг по передаче электроэнергии физическим лицам на основе выставления ежемесячных счетов-квитанций.

2.2.4. Методика определения объема оказанных услуг по передаче электроэнергии физическим лицам при системе выставления ежемесячных счетов-квитанций.

2.3. ВЫВОДЫ.

3. АНАЛИЗ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА СЕТЕВЫХ

КОМПАНИЙ, ВЫПОЛНЯЮЩЕГО ЭНЕРГОСБЫТОВЫЕ

ФУНКЦИИ.

3.1. ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЧИСЛЕННОСТИ И

СТРУКТУРА ПЕРСОНАЛА ПРЕДПРИЯТИЙ.

3.2. РАСЧЕТ НЕОБХОДИМОЙ ЧИСЛЕННОСТИ ПЕРСОНАЛА

СЕТЕВОЙ КОМПАНИИ.

3.2.1. Анализ периодичности снятия показаний приборов учета электроэнергии у граждан-потребителей.

3.2.2. Анализ норматива численности и функций персонала сетевых организаций, выполняющего энергосбытовые функции.

3.3. ВЫВОДЫ.

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ.

4.1. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СЧЕТЧИКОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.,.:.

4.2. ВНЕДРЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ У ЮРИДИЧЕСИХ ЛИЦ.

4.3. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ У МЕЛКОМОТОРНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

И ФИЗИЧЕСКИХ ЛИЦ.

4.3.1. Замена однофазных счетчиков класса точности 2,5 на современные приборы учета класса точности 2,0 и выше.

4.3.2. Эффективность применения АСКУЭ БП у физических лиц и мелкомоторных потребителей.

4.3. ВЫВОДЫ.

5. КОМПЛЕКСНОЕ ПРИМЕНЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

5.1. ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ.

5.1.1. Обоснование необходимости построения графиков нагрузки.

5.1.2. Применение вероятностно-статистических методов при построении графиков нагрузи.

5.1.3. Построение характерных графиков нагрузки сельскохозяйственных потребителей.

5.2. РАСЧЁТ ТЕХНИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 0,4-10 кВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ АСУЭ.

5.2.1. Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии в электрических сетях.

5.2.2. Расчет и анализ потерь электроэнергии в распределительных сетях.

5.3. ПРИМЕНЕНИЕ АСУЭ В ЦЕЛЯХ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

5.4. СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ АСУЭ. МЕТОД ВЫЯВЛЕНИЯ ПРИЧИН НЕБАЛАНСА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

5.5. ВЫВОДЫ.

Актуальность темы

В настоящее время вопросам расчета и анализа потерь электроэнергии (ПЭ) и разработке мероприятий по их снижению посвящается большое количество исследований.

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которой от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы, при этом расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны. Задача состоит в определении их экономически обоснованного уровня, снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого уровня - одно из важных направлений энергосбережения.

За последние годы в электроэнергетике России произошли весьма существенные изменения. Прежде всего, они связаны с реформированием энергетической отрасли. В результате «распаковки» энергосистем РФ существенно выросли отчетные потери электроэнергии (ОПЭ).

По мнению международных экспертов, ОПЭ при ее передаче и распределении в электрических сетях большинства стран можно считать удовлетворительными, если они не превышают 5%. ПЭ на уровне 10% можно считать максимально допустимыми с точки зрения физики передачи электроэнергии по сетям. Это подтверждается и докризисным уровнем ПЭ в большинстве энергосистем бывшего СССР, который не превышал 10%. Так как сегодня этот уровень вырос в 1,5-2, а по отдельным предприятиям электрических сетей - даже в 3 раза, очевидно, что причиной этого роста является увеличение доли коммерческой составляющей.

Резкое обострение проблемы снижения ПЭ в электрических сетях требует активного поиска новых путей ее решения и подходов к выбору соответствующих мероприятий, а главное, к организации работы по снижению потерь. Эти пути и подходы должны выбираться и реализовываться с учетом того, что:

- вышел ряд новых Законов РФ и постановлений Правительства;

- произошли изменения в системе управления энергетикой, хозяйственной деятельности АО-энерго, во взаимоотношениях энергоснабжающих организаций между собой и потребителями;

- с ростом коммерческой составляющей потерь значительно повысилась роль мероприятий по совершенствованию расчетного и технического учета электроэнергии, выявлению ее хищений;

- возникла проблема формирования тарифов на электроэнергию и их защиты в региональных энергетических комиссиях с учетом нормативов потерь в сетях по ступеням напряжения: 110 кВ и выше, 6 (10)-35 кВ и 0,4 кВ;

- повысилась актуальность расчета нормативов потерь электроэнергии для стимулирования их снижения и для учета в коммерческих расчетах между АО-энерго и РАО «ЕЭС России» в условиях ФОРЭМ.

В связи с резким сокращением инвестиций в развитие и техническое перевооружение электрических сетей, в совершенствование систем управления их режимами, расчетного и технического учета электроэнергии, возник ряд негативных тенденций, отрицательно влияющих на уровень потерь в сетях, в частности:

- из-за недостатка компенсирующих устройств и общего спада нагрузки увеличились избытки зарядной мощности в системообразующих сетях 220 кВ и выше, возросли до опасных пределов уровни напряжения в узлах, что привело к соответствующему росту ПЭ на корону в BJ1 220 кВ и выше, в стали силовых трансформаторов;

- из-за старения сетей увеличилось число ремонтов, аварий, отказов оборудования, что приводит к неоптимальным режимам работы сетей и соответствующему росту технических потерь электроэнергии;

- все больший экономический ущерб энергоснабжающим организациям наносит низкий технический уровень существующей системы учета электроэнергии, ее физический и моральный износ, несоответствие современным требованиям.

Особенно высокий уровень ПЭ характерен для распределительных сетей 10-0,4 кВ (PC 10-0,4 кВ). Отчетные данные показывают, что величина коммерческих потерь электроэнергии (КПЗ) в PC 10-0,4 кВ составляет до 50% от величины фактических потерь электроэнергии. В PC 10-0,4 кВ основными потребителями являются сельскохозяйственные, мелкомоторные потребители и население, которые нуждаются в постоянном контроле со стороны сетевых и эпергосбытовых организаций. Снижение ПЭ в сетях низкого напряжения является сложной и трудоемкой задачей в связи с большим количеством хищений электроэнергии на уровне 0,4кВ, неплатежами за потребленную электроэнергию, неудовлетворительным состоянием расчетного учета электроэнергии у потребителей, а также удаленностью объектов потребителей друг от друга, большим количеством точек учета и низким потреблением каждым из объектов электроснабжения.

Из вышеотмеченного следует, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике и подъема экономики в стране проблемы снижения ПЭ и организации учета в электрических сетях не только не утратили свою актуальность, а наоборот выдвинулись в одну из задач обеспечения финансовой стабильности энергоснабжающих организаций.

Особую актуальность приобретают разработка и внедрение автоматизированных систем учета электроэнергии (АСУЭ), позволяющих иметь полную информацию об объектах электроснабжения. В тоже время на сегодняшний день отсутствует обоснованная концепция и решения по созданию и применению АСУЭ в PC 10-0,4 кВ для установки приборов учета в коммунально-бытовом секторе в целях достоверизации объема оказанных услуг по передаче электроэнергии и снижения КПЭ. Основными причинами указываются высокие затраты на установку и обслуживание данных систем, которые ставят под сомнение экономическую эффективность их внедрения. В связи с вышеизложенным, актуальной задачей является обоснование эффективности внедрения средств автоматизации систем технического учета электроэнергии с расширением их функций для снижения и КПЭ. Кроме того, не менее важным становится разработка методов и внесение изменений в существующий алгоритм определения величины полезного отпуска электроэнергии (ПОЭ) с учетом накопленного опыта энергосистем России, а также комплексный подход при разработке новых мероприятий по снижению ПЭ.

Вопросам расчета и анализа потерь электроэнергии, мероприятиям по их снижению посвящены работы ученых В.Э. Воротницкого, Ю.С. Железко, В.Г. Пекелис, М.А. Калинкиной и др. Проблемы формирования полезного отпуска электроэнергии и объема оказанных услуг по передаче электроэнергии обсуждались в работах и публикациях А.И. Фаенсон, В.Н. Апряткина. Активная работа по изучению проблематики автоматизации систем учета электроэнергии ведется научными работниками Московского энергетического института, Иркутского государственного университета, Южного федерального университета, а также конструкторскими бюро ОАО «Концерн «Энергомера», ООО «Инкотекс» и др.

Подтверждением актуальности темы диссертации является и тот факт, что она выполнялась в соответствии с Федеральным законом РФ «Об энергосбережении» и «Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики» (далее Правила), утвержденными Постановлением правительства РФ №530 от 30.08.2006.

Цель и задачи работы

Цель работы состоит в повышении достоверности определения технических и коммерческих ПЭ в системах электроснабжения объектов сельскохозяйственного назначения на основе совершенствования систем и методов учета электроэнергии.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие научно-технические задачи:

1. Анализ динамики отчетных потерь электроэнергии в распределительных сетях 10-0,4 кВ и причин их роста в период реформирования энергетической отрасли.

2. Оценка структуры и динамики полезного отпуска электроэнергии в разрезе групп потребителей районных электрических сетей (РЭС).

3. Обоснование эффективности внедрения автоматизированных систем учета электроэнергии в комплексе с оптимизацией численности персонала сетевых компаний (СК), выполняющего энергосбытовые функции.

4. Целесообразность замены счетчиков устаревших конструкций класса 2,5 на современные многофункциональные приборы учета электроэнергии повышенного класса точности (2,0 и выше).

5. Построение профилей нагрузки характерных групп потребителей электроэнергии, ведение баланса электроэнергии и расчет технических потерь электроэнергии, выявление хищений электроэнергии и проверка работоспособности приборов учета, используя данные АСУЭ.

Методы исследования определялись характером каждой из поставленных задач и опирались на положения математической статистики. Технические исследования и расчеты выполнялись на ПЭВМ с использованием стандартных программ.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и рекомендаций диссертации определяется корректным использованием при решении поставленных задач методов теории вероятности и математической статистики, сопоставлением расчетных и экспериментальных результатов, общепринятыми в энергетике методами экономической оценки инвестиционных решений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Обоснована необходимость внедрения АСУЭ в PC 10-0,4 кВ при оптимизации существующего количества персонала сетевых компаний; доказана приоритетность применения данных систем с расширением функций по расчету баланса, норматива потерь электроэнергии и выявления причин небаланса электроэнергии.

2. Доказана экономическая эффективность замены счетчиков устаревших конструкций класса точности 2,5 на класс точности 2,0 и выше, обеспечивающая снижение коммерческих потерь электроэнергии в PC 10-0,4 кВ.

3. Усовершенствована методика определения объема оказанных услуг по передаче электроэнергии в части расчета коэффициента среднесуточного потребления электроэнергии физическими лицами на основе переданных ими данных.

4. Построены характерные графики нагрузок сельскохозяйственных потребителей с учетом изменения структуры потребления в период реформирования электроэнергетики, повышающие достоверность расчетов технических потерь электроэнергии в PC 10-0,4 кВ.

5. Уточнена структура баланса электроэнергии в части выделения в отдельную составляющую величины начисленной электроэнергии по выявленным фактам бездоговорного потребления.

Практическая ценность работы заключается в том, что предложенные технико-экономические решения позволяют увеличить достоверность определения составляющих баланса электроэнергии, определить приоритетность разработки и внедрения мероприятий по совершенствованию учета электроэнергии в зависимости от структуры ПОЭ. Внедрение и широкое применение АСУЭ, которое экономически оправдано в PC 10-0,4 кВ, дополнения в методику определения ПОЭ в части расчета среднесуточного потребления электроэнергии гражданами-потребителями дают возможность увеличить точность расчета отчетных и технических ПЭ, и, как следствие, ведут к снижению КПЭ.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Обоснование целесообразности применения АСУЭ в PC 10-0,4 кВ с расширением функций для организации коммерческого учета электроэнергии, составления балансов электроэнергии, профилей энергопотребления характерных нагрузок, расчетов норматива ПЭ, выявления хищений электроэнергии.

2. Необходимость приоритетной установки многофункциональных счетчиков повышенных классов точности у бытовых и мелкомоторных потребителей за счет средств СК.

3. Внесение изменений в методику определения объема оказанных услуг по передаче электроэнергии физическим лицам в части использования показаний приборов учета, передаваемых гражданами-потребителями.

4. Внесение изменений в структуру баланса электрической энергии в части исключения величины электроэнергии, начисленной по актам бездоговорного потребления электроэнергии, из состава ОПЭ и выделения ее в качестве отдельной составляющей.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на конференциях и семинарах: вторая научно-практическая конференция «Автоматизированные системы контроля и учета энергоресурсов (АСКУЭ)», г. Екатеринбург, ГУ «Свердловгосэнергонадзор», «СГЭН-ЦЕНТР», 2002г.; межрегиональная научно-практическая конференция «Управление снижением потерь в электрических сетях. Энергетические обследования электросетевых компаний», г. Екатеринбург, Уральский государственный технический университет - УПИ, 2003 г.; третья международная научно-техническая конференция-выставка «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях-2004», г. Москва, ВНИИЭ, 2004г.; молодежная научно-практическая конференция ОАО «Сетевая компания», г. Казань, 2006г., ОАО «Сетевая компания»; итоговая молодежная научно-практическая конференция ОАО «Татэнерго», г. Казань, Татэнерго, 2006г.; конкурс «Энергоэффективного оборудования и технологии» в рамках выставки «Энергетика. Ресурсосбережение», г. Казань, ОАО «Казанская ярмарка», 2006г.; пятый научно-технический семинар-выставка «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях», г. Москва, Диалог-Электро, 2007г.; вторая молодежная международная научная конференция «Тинчуринские чтения», г.Казань, Казанский государственный энергетический университет - КГЭУ, 2007 г.

5.5. ВЫВОДЫ

В результате проведенных исследований и опытной эксплуатации АСУЭ показаны широкие функциональные возможности современных автоматизированных систем учета.

На основе применения вероятностно-статистических методов доказано, что построенный график нагрузки для сельскохозяйственных потребителей может быть использован в качестве характерного для сельских районов. Типовые графики нагрузки, используемые в настоящее время при проектировании вновь строящихся объектов и эксплуатации существующих, несколько отличаются от характерных графиков нагрузки, построенных на основе данных АСУЭ.

Анализ причин, порождающих нарушение показателей качества электроэнергии, который в настоящее время выполняется на шинах трансформаторных подстанций, недостаточен. Контроль параметров качества необходимо выполнять и в узлах подключения нагрузки потребителей. Решение данной проблемы возможно с применением АСУЭ, позволяющих своевременно фиксировать эти нарушения и выявлять их источники.

Освещён вопрос расчета технологических потерь в PC 0,4-10 кВ. Проведён анализ результатов расчета технических потерь по двум методам -оперативных расчётов (на основе графиков нагрузки) и средних нагрузок. Применение метода оперативных расчётов по данным АСУЭ позволяет увеличить достоверность расчета норматива ПЭ в распределительной сети.

Разработан метод выявления причин КПЭ с использованием АСУЭ, который может служить дополнением к известным методам выявления несанкционированных подключений. Определен алгоритм действий при высокой величине небаланса электроэнергии в рассматриваемой сети при совместном использовании балансового метода и сравнения графиков нагрузки потребителей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сравнение ОПЭ по электрическим сетям РФ и зарубежья показало, что величина ПЭ существенно зависит от состояния экономики в стране и проводимых реформ, в том числе и в энергетике. Отчетные потери по ОАО «Татэнерго» находятся в диапазоне 8,15% - 12,33%, а в распределительной сети они существенно выше и составляют 12,26% - 18,63%.

В период «распаковки» энергосистем наблюдается рост потерь электроэнергии в электрических сетях, основная причина роста ОПЭ - это увеличение коммерческой составляющей. Обозначены факторы, определяющие КПЭ: несовершенство расчетного учета электроэнергии; недостатки энергсобытовой деятельности; невыявленные факты хищения электроэнергии; необоснованное отнесение на сетевые предприятия потерь электроэнергии после границы раздела; нехватка персонала СК в части энергосбытовых функций.

Основным направлением работ по снижению потерь в России является проведение мероприятий, экономически выгодных для отечественных условий, и снижение потерь до уровня, оптимального для нашей страны, а не до уровня, достигнутого в тех или иных странах. В настоящее время наиболее важными направлениями являются корректный расчет и анализ составляющих баланса электроэнергии, достоверный учет отпущенной и потребленной энергии и выбор оптимального комплекса ОТМ по снижению потерь электроэнергии.

В целях достоверного ведения баланса электроэнергии и корректного определения его составляющих предложено учесть выявленное бездоговорное потребление электроэнергии в виде отдельной составляющей и исключить его из состава ОПЭ.

Предложены дополнения в методику определения ПОЭ по населению в части корректного расчета величины среднесуточного потребленияэлектроэнергии физическими лицами. Разработаны таблицы для анализа результатов расчета ПОЭ и оптимизирован ежемесячный план работы линейного персонала РЭС. Данные решения в настоящее время приняты к работе филиалами ОАО «Сетевая компания».

На основе анализа причин роста КПЭ в PC 10-0,4 кВ и их структуры обоснован критерий эффективности внедрения АСУЭ: наименьший срок окупаемости с максимально возможным перечнем функций для достижения основной задачи - снижения КПЭ. Технико-экономический расчет по эффективности внедрения АСУЭ в PC 10-0,4 кВ показал, что срок окупаемости составляет не более 8 месяцев при учете критериев выбора мест установки. Показано, что АСУЭ помимо дистанционного съема показаний счетчиков позволяет решать целый комплекс задач: контроль состояния объектов электроэнергетики, параметров качества электроэнергии, построение характерных графиков нагрузки, расчет балансов и технических ПЭ.

Показано, что замена счетчиков класса 2,5 на приборы учета класса 2,0 и выше является важным мероприятием по снижению КПЭ в PC 10-0,4 кВ и дает эффект в увеличении ПОЭ на 16,7%. Приоритетным направлением является установка счетчиков класса точности 1,0.

Разработан метод выявления причин высокого небаланса электроэнергии с применением АСУЭ при совместном использовании балансового метода и сравнения графиков нагрузки потребителей.

Совокупность технико-экономических решений, предложенных в настоящей работе, внедрена в Приволжских электрических сетях ОАО «Сетевая компания», а также в других филиалах СК. Реализация целого комплекса ОТМ, указанных в данной работе, позволила добиться существенных результатов в снижении ПЭ в ПЭС. В 2006 году по сравнению с 2005 г. отчетные потери электроэнергии снижены на 15 млн.кВт.ч. или на 6%, за 12 месяцев 2007г. выполнен норматив потерь электроэнергии.

1. Воротницкий В. Э., Калинкина М. А., Комкова Е. В., Пятигор В. И. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Динамика, структура, методы анализа и мероприятия // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы», 2005. №5.

2. Бохмат И.С, Воротницкий В.Э., Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах // "Электрические станции", 1998. -№9.

3. Маслов Е.В. Управление персоналом предприятия. М.: Инфра - М, 2000-312 с.

4. Паспорт счетчика СЭТ-4ТМ02.2.8. Паспорт счетчика ЦЭ6850М.

5. Паспорт счетчика Меркурий 230 ART 0.3.

6. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Наука, 1969. - 576 е., ил.

7. Паспорт счетчика СОЭБ-2П ДР.

8. Паспорт счетчика СТЭБ-04-7,5- 1Р.

9. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986, - 216 е.: ил.

10. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986 - стр.30 - 35.

11. Рожкова Л.Д., Козулин B.C. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1980, стр.35-43

12. Веников В.А., Литкенс И.В., Маркович И.М., Мельников Н.А. Электрические системы, т. 1. Математические задачи электроэнергетики. Под ред. В.А. Веникова. Учебн. пособие для электроэнерг. вузов. М.: «Высшая школа», 1970-стр.122- 191.

13. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов: учеб. для сред. проф. Образования / Елена Александровна Конюхова. 2-е изд., стер. - М.: Издательский центр «Академия», 2004 - стр. 118 - 130

14. B.C. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчётов. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005. - 280 е.: ил.

15. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ / Тех. требования // Решение наблюдательного совета НП АТС. 2004.

16. Автоматизированные системы коммерческого учета электрической энергии АИИС-С // Методика поверки. М.: ВНИИМС, 2001: АВОД.466364.007МП.

17. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности // Основные нормируемые метрологические характеристики // Общие требования: РД 34.11.114-98.

18. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности // Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности: РД 152-34.0-11.209-99.

19. Автоматизированные системы коммерческого учета энергоресурсов ФСК // Профессиональный журнал. 2004 №1.

20. Бохмат И.С, Воротницкий В.Э, Татаринов Е.П. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах. // Электрические станции. 1998. -№9.

21. ГОСТ 8.217-87 (СТ СЭВ 5644-86). Методика поверки трансформаторов тока.

22. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ Метрологическое обеспечение измерительных систем // Основные положения.

23. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока: Общие технические условия.

24. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения: Общие технические условия.

25. ГОСТ 34.602-89. Информационная технология // Комплекс стандартов на автоматизированные системы // Техническое задание на создание автоматизированной системы.

26. ГОСТ 2.105-05. Единая система конструкторской документации. // Общие требования к текстовым документам.

27. ГОСТ Р 8.596-2002. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

28. Гуторцев, A. JI. Комплексная автоматизация энергоучета на промышленных предприятиях и хозяйственных объектах // Современные технологии автоматизации. 1999. №3. стр. 3 — 5.

29. Дымков, А. М. и др. Трансформаторы напряжения/ 2-е изд. перераб. и доп.

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

31. Железко Ю.С. Присоединение потребителей к электрическим сетям общего назначения и договорные условия в части качества электроэнергии // Ж-л Технологии ЭМС. 2003. №1.

32. Железко Ю.С., Васильчиков Е.А. О рациональных способах определения числа часов наибольших потерь и коэффициента формы графика // Электрические станции. 1988. №1.

33. Загорский, Я. Т. Метрологическое обеспечение измерений для электроэнергетики. Насущная или ничтожная проблема? // Новости электротехники. 2003. №21.

34. Загорский, Я. Т., Курбан-Галиев, У. К. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: НЦ ЭНАС, 1998. 204 с.

35. Зубков, И. П. Проблемы поверки трансформаторов тока и напряжения в эксплуатации. // Инф.-мет. Мат. 2-й шк.-семинара Метрологические обеспечение электрических измерений в электроэнергетике. М.: НЦ ЭНАС, 1998.

36. Идельчик В.И. Электрические системы и сети; Учебник для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.

37. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. И 34-70-030-87.М.: СПО Союзтехэперго, 1987.

38. Измерительные каналы контроллеров, измерительно-вычислительных, управляющих, программно-технических комплексов // Методика поверки: МИ 2539-99 ГСИ.

39. Испытания с целью утверждения типа измерительных систем // Общие требования: МИ 2441-97 ГСИ.

40. Калинкина М.А. Совершенствование методик и алгоритмов расчета технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях

41. Кибзун А.И., Горяинова Е.Р., Наумов А.В. Теория вероятностей и математическая статистика. Базовый курс с примерами и задачами: Учеб пособие. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2007. - 232 с.

42. Королёв В.Ю. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. -М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2006. 160 с.

43. Московский А.Е. О некоторых тенденциях развития коммерческого учета в условиях формирования рынка электроэнергии // Мат. докл. 2 науч.практ. конф // Метрология электрических измерений в электроэнергетике. Москва, 2002.

44. Модернизация системы учета электроэнергии путь к эффективности в условиях конкурентного рынка / Ж-л Электро Info.

45. Нормы времени на ремонт и техническое обслуживание электроизмерительных приборов, в.З, НР-34-00-0,44-83. М.: СПО и Союзтехнадзор, 1985.

46. О некоторых тенденциях развития коммерческого учета в условиях формирования рынка электроэнергии // Московский, А.Е. Метрология электрических измерений в электроэнергетике // Материалы докладов второй научно-практической конференции. Москва, 2002 г.

47. О создании современных систем учета и контроля за электропотреблением // Приказ РАО «ЕЭС России», 7 августа 2000 г. №432.

48. Паздерин, А. В. Повышение достоверности показаний счетчиков электроэнергии расчетным способом. Электричество. 1997. N 12.

49. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем. В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н.Казанцев и др.; Под ред. В.Н.Казанцева. М.: Энергоатомиздат, 1983.

50. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. - М- ЗАО «Энергосервис», 2003.

51. Проблемы энергосбережения при становлении конкурентного рынка // профессиональный журнал, 2004.

52. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. Москва, 1981.

53. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: НЦЭНАС, 1999.- 198 с.

54. Сибикин Ю.Д. Электроснабжение промышленных и гражданских зданий: учеб. для студ. сред. проф. образования / Юрий Дмитриевич Сибикин. -М.: Издательский центр «Академия», 2006 стр. 68 - 83.

55. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Бабырина и др. М.: Энергоатомиздат. 1990. 576с.

56. Соколов B.C. Непрерывный мониторинг основа решения проблемы качества электроэнергии. М.: Технологии ЭМС. 2003. - №1.

57. Соколов B.C. Метод организации непрерывного контроля (мониторинга) качества электрической энергии в центре питания сетевого предприятия. М.: Технологии ЭМС. 2002. №1.

58. Способ достоверизации показаний счетчиков электроэнергии в распределительных сетях // Ж-л Энергетик. 2006. №4.

59. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986 - стр. 29 - 64.

60. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении : РД 34.09.101-94. М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

61. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии: РД 34.11.333-97.

62. Требования к проектированию и объему оснащения энергетических объектов системами АСКУЭ на оптовом рынке электроэнергии и мощности. -М.: РАО «ЕЭС России», 2002. 58 с.

63. Тубинис В.В. Об актуальности разработок автоматизированных систем учета электроэнергии для бытовых потребителей / Мат. докл. 2 науч.-практ. конф // Метрология электрических измерений в электроэнергетике. М.: НЦ ЭНАС, 2000. - 204 с.

64. Тубинис В.В. Об актуальности разработок автоматизированных систем учета электроэнергии для бытовых потребителей // Метрология электрических измерений в электроэнергетике // Материалы докладов второй научно-практической конференции. Москва, 1999.

65. Усачев, А. Е., Муллин, Ф. Ф., Терехова, А.И. /Повышение точности учета в электротехнических системах и комплексах / Материалы докладов интернет-конференции, «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности». Н.Новгород, 2006. 1 с.

66. Усачев, А. Е., Муллин, Ф. Ф., Камалов, М. М. Перспективы развития АСКУЭ БП. М. : Изд-во. Высш. Уч. Зав. Проблемы энергетики. 2004. № 3-4.

67. Учет изменения потерь холостого хода трансформаторов в период срока службы при расчете потерь в распределительных сетях / Ж-л Электротехника. 2006. №5.

68. Шакаев С.М., Федотов А.И., Камалиев Р.Н. «Потери электроэнергии в электрических сетях ОАО "Татэнерго" // Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики. 2003. -№3-4. с. 102-107.

69. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (утверждена распоряжением Правительства РФ № 1234-р от 28 августа 2003 г.).

70. Электрооборудование и электрохозяйство процессы и системы управления ЭЭПС-2005 // Международная научно-практическая интернет -конференция.

71. Costa P.M. and Matos M.A., "Loss allocation in distribution networks with embedded generation," IEEE Transactions on Power Systems, vol. 19, no. 1, pp. 384-389, 2004.

72. Cardell, J. B. Improved Marginal Loss Calculations During Hours of Transmission Congestion. 2005. 38th Annual Hawaii International Conference on System Sciences.

73. Herter, K., "Residential implementation of critical-peak pricing of electricity," Energy Policy, vol. 35 pp. 2121-2130, 2007.

74. Hoff, Т. E., Perez, R., Braun, G., Kuhn, M., and Norris, B. The Value of Distributed Photovoltaics to Austin Energy and the City of Austin. 2006. Austin Energy.

75. Lund, Т., Nielsen, J. E., Hylle, P., Sorensen, P., Nielsen, A. H., and Sorensen, G., "Reactive Power Balance in a Distribution Network with Wind Farms and CHPs," International Journal of Distributed Energy Resources, vol. 3, no. 2, pp. 113138,2007.