автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Расстановка измерительных комплексов электроэнергии в сетях на основе теории наблюдаемости



_.______На правах рукописи

Егоров Александр Олегович

РАССТАНОВКА ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ НАБЛЮДАЕМОСТИ

05.14.02 - Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

ООЗОЬЬизэ

Екатеринбург - 2007

003066099

Работа выполнена на кафедре «Автом&гизироваиные электрические системы» Уральского государственного технического университета - УПИ

Научный руководитель:

доктор технических наук, доцент Паздерин Андрей Владимирович

Официальные оппоненты;

доктор технических паук, профессор Голуб Ирина Ивановна

(г, Иркутск)

кандидат технических наук, доцент Комлсв Юрий Михайлович

(г. Екатерин бур 1")

Ведущая организация:

ОАО «Свердловэнерго» (г. Екатеринбург)

Защита состоится 17 октября 2007 г. в 15 часов 30 минут на заседании диссертационного совета Д 212,285.03 в Уральском государственном техническом университете - УПИ, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, ауд. Э-406,

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять на имя учёного секретаря диссертационного совета Д 212,285.03 по адресу: ул. Мира, 19, УГТУ-УПИ, 620002, г,Екатеринбург. Факс (343)359-16-15, E-mail: eao@daes.usiu.ru.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГТУ-УПИ. Автореферат разослан 12 сентября 2007 г. Учёный секретарь

диссертационного совета Д 212.285.03,

Зюзев A.M.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. В процессе реформирования электроэнергетики существенно возрастает значимость учета электрической энергии для участников энергообмена и компаний, участвующих в финансовом сопровождении этого процесса По отношению к системам учёта электроэнергии, действующим на оптовом и розничном рынках электроэнергии, введено большое число нормативных документов Их основное требование к местам установки измерительных комплексов электроэнергии (ИКЭЭ) коммерческого учета состоит в необходимости их размещения на границах раздела балансовой принадлежности между участниками энергообмена При отсутствии технической возможности допускается установка средств коммерческого учета не на самой границе, а вблизи нее В такой ситуации определение потока электроэнергии (ЭЭ), соответствующего границе энергообмена, производится путём коррекции измеренного количества ЭЭ на величину технических потерь в оборудовании от места установки ИКЭЭ до границы Для электросетевых предприятий учет электроэнергии интересен с двух позиций Во-первых, источником их функционирования являются финансовые средства, получаемые в качестве оплаты за транспорт ЭЭ Данные средства определяются на основании данных учета ЭЭ, причем тариф на передачу ЭЭ дифференцирован в зависимости от класса напряжения Во-вторых, электросетевые организации несут финансовую ответственность за потери ЭЭ в своих сетях Ежемесячно по показаниям ИКЭЭ составляется баланс ЭЭ сетевого предприятия и на его основе определяются фактические потери ЭЭ В случае, когда фактические потери превышают нормативные, то есть имеют место коммерческие потери ЭЭ, электросетевое предприятие несет убытки

В последние годы идет достаточно интенсивный процесс модернизации и внедрения новых автоматизированных информационно-измерительных систем контроля и учета электроэнергии (АИИСКУЭ) Ввиду их большой технической сложности неизбежны погрешности измерений и вероятны сбои, которые нелегко своевременно обнаружить, чтобы восстановить утраченную измерительную информацию Следствием этого могут стать значительные финансовые потери энергосистемы

Контроль достоверности учёта ЭЭ производится посредством сравнения фактических и допустимых небалансов Контроль метрологических характеристик средств измерений осуществляется путем проведения поверки один раз в 4-8 лет Это означает, что при нарушении метрологических характеристик ИКЭЭ уже через год-два после проведения поверки показания по расходу ЭЭ будут искажены до конца межповерочного интервала

Помимо средств коммерческого учета ЭЭ в электрических сетях всех участников энергообмена устанавливаются средства технического (контрольного) учета ЭЭ, показания которых в финансовых расчетах непосредственно не используются Технический учёт позволяет контролировать энергетические балансы и показатели энергоэффеюгивности структурных подразделений энергопредприятий Кроме того, технический учёт ЭЭ позволяет осуществлять контроль достоверности

данных коммерческого учёта ЭЭ По отношению к расстановке ИКЭЭ технического учета нормативные документы носят рекомендательный характер

В практике эксплуатации энергосистем и в процессе проектирования систем учета электроэнергии не уделяется достаточного внимания техническому учету ЭЭ Главной проблемой является недостаточная укомплектованность электрических сетей средствами технического учета и установка ИКЭЭ коммерческого учета пониженного класса точности Кроме того, в связи с реструктуризацией электроэнергетики и «распаковкой» АО-Энерго на отдельные предприятия, осуществляющие производство, распределение и сбыт ЭЭ, в электрических сетях возникло множество новых границ раздела балансовой принадлежности, учет на которых отсутствует Отсюда возникают проблемы, связанные с невозможностью оценить достоверность коммерческих измерений ЭЭ Проблема высокого уровня коммерческих потерь ЭЭ особо остро стоит перед электросетевыми предприятиями, так как в составе тарифа на передачу ЭЭ составляющая, связанная с компенсацией потерь, может достигать 50 % С учетом того, что ИКЭЭ коммерческого учета часто размещаются не на самой границе раздела балансовой принадлежности, описанную выше проблему можно сформулировать как проблему размещения (расстановки) измерительных комплексов электроэнергии в сетях энергосистем

В последние годы идет достаточно интенсивный процесс модернизации и внедрения новых систем учета электроэнергии Данный процесс связан, в первую очередь, с созданием систем АИИС КУЭ, однако до сих пор при решении вопроса выбора мест размещения ИКЭЭ и их точности используются эмпирические решения, обоснованные лишь существующей практикой и кажущейся целесообразностью Научно обоснованные подходы, использующие формальные методики, отсутствуют

В настоящей работе сформулированы критерии определения мест расстановки ИКЭЭ в электрических сетях на основе методических подходов теории наблюдаемости Под наблюдаемостью понимается возможность получения математической модели процесса, связанного с распределением потоков ЭЭ в сети Для обеспечения наблюдаемости необходимо иметь определенный состав ИКЭЭ и их соответствующее размещение в электрической сети В работах, выполненных на кафедре «Автоматизированные электрические системы» Уральского государственного технического университета - УПИ, была сформулирована задача энергораспределения (ЭР) Ее суть состоит в получении расчётных потоков и потерь ЭЭ для всех элементов схемы замещения электрической сети В основе уравнений состояния данной задачи лежат уравнения балансов ЭЭ для ветвей и узлов схемы сети Решение задачи ЭР основано на подходах теории оценивания состояния (ОС) Были также определены критерии, позволяющие оценить наблюдаемость активного и реактивного ЭР Наблюдаемость ЭР позволяет на основании имеющихся измерений ЭЭ, относящихся к исследуемому интервалу времени, рассчитать потоки ЭЭ на всех элементах сети При этом расчётные оценки получаются и для тех участков сети, где ИКЭЭ отсутствуют За счет математического моделирования ЭР удается решить две важные задачи Первая задача - поэлементный расчет потоков и

технических потерь ЭЭ в условиях схемно-режимного многообразия сети Вторая задача - достоверизация показателей энергетического баланса и измерений ЭЭ, полученных от отдельных ИКЭЭ

На основе теории наблюдаемости можно обеспечить оптимальную расстановку ИКЭЭ и постепенно улучшить систему учёта электроэнергии за счет ее дооснащения дополнительными ИКЭЭ При этом можно последовательно ставить задачи ликвидации ненаблюдаемых фрагментов сети, ликвидации критических измерений, которые нельзя проверить на основе других измерений Далее повышается степень информационной избыточности по отношению к измерениям ЭЭ до уровня, на котором возможны выявление грубых ошибок в измерениях и осуществление непрерывной диагностики работы системы учёта электроэнергии Данньвд задачи важны сами по себе, так как проверка точности показаний ИКЭЭ на основе метрологических подходов весьма дорогостоящее мероприятие Кроме того, в сетях 40 кВ и выше метрологическая поверка затруднена, является дорогостоящем мероприятием и зачастую требует перерыва в электроснабжении

Цель работы: показать значимость для современной электроэнергетики проблемы размещения ИКЭЭ и создания информационной избыточности в системах учета электроэнергии, разработать математические основы решения задачи, позволяющей производить расчет потоков и потерь электроэнергии, средних значений напряжений, токов и других режимных параметров для заданного интервала времени, разработать алгебраические и топологические алгоритмы анализа наблюдаемости ЭР, алгоритм выявления критических измерений ЭЭ и алгоритмы, обеспечивающие создание информационной избыточности измерений ЭЭ в электроэнергетических системах, создать методику, позволяющую осуществлять проектирование или дооснащение существующих систем учета электроэнергии с учетом экономической эффективности

Научная новизна работы

1 Показана важность создания таких систем учета электрической энергии, которые обеспечивают не только наблюдаемость потоков электроэнергии, но и имеют избыточность, позволяющую производить расчеты потерь электроэнергии и оценивать достоверность данных измерений электроэнергии

2 Разработан метод решения комплексной задачи энергораспределения, позволяющий произвести расчёт потоков активной и реактивной ЭЭ, а также определить средние за расчетный интервал времени модули узловых напряжений

3 Даны научно-методические подходы, позволяющие оценивать целесообразность установки пунктов учета электроэнергии в сети на основе методов теории наблюдаемости

4 Адаптирован топологический алгоритм анализа наблюдаемости и выявления критических измерений электроэнергии

5 Сформулированы численные критерии и характеристики информационной избыточности измерений электроэнергии

6 Разработаны научные подходы к расстановке измерительных комплексов электроснергии и на их основе создан формальный алгоритм дооснащения систем учёта электроэнергии сетевого предприятия с учётом экономической эффективности

Практическая ценность работы заключается в ее ориентации на совершеютвование систем учета электроэнергии, установленных в электрических сетях для обеспечения наблюдаемости ЭР, ликвидации критических измерений ЭЭ и обеспечения информационной избыточности измерений ЭЭ Реализация данных положений позволяет производить диагностику работы системы учета электроэгергии на любых интервалах времени, а также повысить достоверность измерешй ЭЭ, используемых для проведения финансовых расчетов между участниЕами энергообмена Алгоритм дооснащения систем учета электроэнергии, разработанный в рамках работы и реализующий указанные выше положения, позволяет оптимально, с учетом экономической эффективности, осуществить меропрштия по дооснащению системы учёта электроэнергии для любого электросетевого предприятия или потребителя ЭЭ

Реализация в промышленности и внедрение результатов работы. Разрабо~анные методы расстановки измерительных комплексов электроэнергии и алгорити дооснащения системы учета электроэнергии опробованы при проведении энергетических обследований элеетросетевых предприятий, входящих в состав ОАО «Свердловэнерго», ОАО «Тюменьэнерго», ОАО «Ярэнерго» Топологический алгоритм анализа наблюдаемости энергораспределения использован в программном комплегсе «Баланс», который также нашел применение при проведении энергетических обследований электросетевых предприятий

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-практических конференциях «Энергосберегающие техника и технологии» (г Екатеринбург, 2003, 2004 гг), «Пробл;мы и достижения в промышленной энергетике» (г Екатеринбург, 2003, 2004, 2)06 гг ), научно-практической конференции «Энергосбережение» (2005 г), международной конференции "Energy saving technologies in scientific and technical developnent for industrial coiporation", University Dortmund, 2006, всероссийской научно-практической конференции, посвященной 50-летию подготовки специалктов по специальности электроэнергетические системы и сети в НЭТИ-НГТУ ir Новосибирск, 2006 г), научно-технической конференции «Задачи системнсго анализа, управления и обработки информации» (МГУПИ, г Москва, 2006г), научно-технической конференции «Энергосбережение состояние и перспективы» (г Екатеринбург, 2007 г )

Публикации. В ходе работы над диссертацией было опубликовано 24 работь, 3 из которых напечатаны в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях Высшей аттестационной комиссии

Структура и объем работы Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы Весь материал работы изложен на 191 странице, включает 35 рисунков, 8 таблиц и приложения Список использованной литературы состоит из 135 наименований

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении дается общая характеристика и структура диссертационной работы, обосновывается актуальность темы расстановки ИКЭЭ и дается ее связь с современным состоянием систем учёта элеюроэнергии, установленных в электросетевых предприятиях РАО «ЕЭС России» и у потребителей ЭЭ Формулируются проблемы, связанные с расстановкой ИКЭЭ, возникшие при реформировании электроэнергетики России, и которые необходимо решить в рамках диссертационной работы Приведены основные методологические положения, на основе которых решаются поставленные в рамках диссертационной работы задачи Также формулируется предмет, цель и задачи диссертационной работы, ее практическая ценность, научная новизна и положения, выносимые на защиту

В первой главе сделан обзор нормативно-технических документов, действующих сегодня по отношению к системам учёта электроэнергии Основными документами являются «Правила устройства электроустановок», «Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении» С момента реформирования энергетики разработаны требования некоммерческого партнерства «Администратор торговой системы» (НПАТС) к АИИС КУЭ, правила функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии и другие нормативные документы

Нормативные документы рекомендуют установку ИКЭЭ коммерческого (расчетного) учета на всех присоединениях электростанций и подстанций, по которым проходит граница раздела балансовой принадлежности электрической сети между участниками энергообмена, при этом ИКЭЭ коммерческого учёта должны находиться, по возможности, на балансе энергоснабжающей организации Расположение и тип приборов, формирующих ИКЭЭ коммерческого учёта электроэнергии, являются предметами соглашения между смежными участниками энергообмена Допускается установка ИКЭЭ не на границе раздела балансовой принадлежности собственников электрической сети В этом случае финансовые расчеты за энергообмен производятся на основе показаний приборов учета ЭЭ и дополнительно учитываются технические потери ЭЭ в силовом оборудовании от места установки ИКЭЭ до указанной границы Для проведения финансовых расчетов за электроэнергию к показаниям измерительных комплексов добавляют технические потери в повышающих трансформаторах или линиях электропередачи, которые получают расчетным путем

В отношении расстановки ИКЭЭ технического учета нормативные документы носят рекомендательный характер, определяя, что технический учет ЭЭ должен охватывать все присоединения шин высшего напряжения и обеспечивать расчет фактических и допустимых небалансов для наиболее важных подстанций или

объектов, которые содержат внешние связи со смежными предприятиями В практике проектирования и эксплуатации электрических сетей решение вопроса об установке ИКЭЭ определяется на основе дополнительных факторов, к которым относятся наличие финансовых ресурсов, балансовая принадлежность объекта, наличие измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН) и др Поэтому вопрос целесообразности установки ИКЭЭ в той или иной точке сети является весьма актуальным Данный вопрос непосредственно связан с оценкой достоверности показаний системы учета электроэнергии, которая производится путем контроля балансов ЭЭ

Для энергообъектов контроль достоверности измерений ЭЭ производится путем сравнения значений фактического НБф и допустимого НБЛ0В небалансов ЭЭ В случае, когда фактический небаланс электроэнергии не превышает допустимый небаланс, учёт электроэнергии может быть признан достоверным

НБф<Шдоп (1)

В отношении объекта, по которому составляется баланс ЭЭ, аналитический метод можно применить только при наличии полного охвата всех присоединений измерительными комплексами Если ИКЭЭ технического учета отсутствуют, то баланс ЭЭ составить невозможно Поэтому построение системы учета электроэнергии только на ИКЭЭ коммерческого учёта не может обеспечить контроль достоверности коммерческих измерений, а следовательно, не может обеспечить и достоверность финансовых расчётов

В связи с этим система учёта электроэнергии кроме коммерческих измерений должна содержать дополнительные (контрольные, технические) измерения Отсутствуют научные и практические методики, позволяющие оценить необходимость установки ИКЭЭ в электрических сетях В связи с этим проблема размещения средств учета ЭЭ представляет несомненный научный интерес для всех участников энергообмена

После появления приказа № 267 Минпромэнерго, который содержит порядок расчета нормативных потерь ЭЭ, включаемых в тариф на передачу, существенно возросла заинтересованность сетевых организаций в расчете всех составляющих нормативных потерь и выявлении недостоверных измерений ЭЭ

Последние десять лет проводятся энергетические обследования (энергоаудиты) предприятий энергетики, основными целями которых являются определение фактической эффективности передачи и распределения ЭЭ и разработка экономически обоснованных мероприятий, направленных на снижение потерь В период с 2002 по 2006 гг автор принимал непосредственное участие в проведении энергоаудитов двенадцати предприятий электрических сетей

По результатам энергоаудитов можно представить наиболее типичные варианты расстановки ИКЭЭ на подстанциях На рис 1 изображён участок сети с расстановкой на нем ИКЭЭ Уровни учета ЭЭ обозначены буквами (А-О)

Измерительные комплексы, установленные на присоединениях высшего напряжения (уровень «А») для федеральной сетевой компании (ФСК) и региональных сетевых компаний (РСК), присутствуют практически на всех крупных подстанциях

класса 110 кВ и выше На небольших и средних подстанциях уровня 110 кВ и ниже высоковольтный учет (уровень «А») встречается редко Учёт ЭЭ на уровне «В» встречается крайне редко Коммерческий учёт электроэнергии для потребителей обычно располагается на присоединениях уровня «С» и «Б» Во многих сетевых предприятиях встречаются ситуации, когда распредустройство высшего напряжения принадлежит энергоснабжающей организации, а распредустройство низшего напряжения - потребителю При этом доступ персонала предприятия, осуществляющего электроснабжение, к счетчикам ЭЭ затруднён Коммерческий учет на уровне трансформаторных подстанций 0,4 кВ, расположенный на уровнях «Е», «Б1», «в», служит для контроля бытовых и прочих потребителей

}А

}В }»

}Е

И

Рис 1 Уровни расстановки узлов учета электроэнергии на подстанциях энергосистемы

Существуют и другие примеры, когда на одной подстанции учет ЭЭ установлен на уровнях «А» и «С» или «А», «С» и «Б» одновременно Такая система учёта электроэнергии часто встречается в сетях 220 и 500 кВ на узловых подстанциях В сетях 110 кВ встречаются ситуации, когда учет ЭЭ (уровень «А») установлен на всех подстанциях, независимо от того, является он коммерческим или техническим В других случаях учет ЭЭ на уровне «А» сети 10 кВ присутствует лишь на отдельных подстанциях, осуществляющих электроснабжение крупных промышленных потребителей Технический учет для сетей 35, 10-6 кВ и ниже установлен на головных участках фидеров понижающих подстанций (и то не всегда), а коммерческий учёт (уровень «в») установлен у потребителя непосредственно В сетях 0,4 кВ учет ЭЭ имеется только на головных участках присоединений (уровень «Б») или непосредственно у потребителей Таким образом, в сетевых предприятиях нет строгих правил оснащения энергообъектов средствами учёта ЭЭ

• Первый вывод, сделанный по результатам проведенных энергоаудитов, можно сформулировать следующим образом средства коммерческого учета ЭЭ должны находиться на балансе организации, осуществляющей электроснабжение Такой подход к системе учета является вполне естественным, так как при реализации товара его стоимость логично определять с использованием

измерительных устройств, принадлежащих продавцу Коммерческие потери ЭЭ в сетях, где подавляющая часть ИКЭЭ коммерческого учета находится на балансе сетевого предприятия, практически отсутствуют В случае, когда ИКЭЭ коммерческого учёта находятся на балансе потребителя, присутствуют коммерческие потери Поэтому балансовая принадлежность средств коммерческого учета является определяющим фактором, влияющим на формирование отпуска ЭЭ потребителям и на уровень коммерческих потерь ЭЭ

• Вторым выводом является необходимость наличия в системе учета электроэнергии технического учёта наряду с коммерческим Использование данных технического учета в качестве дополнительной информации позволяет контролировать данные коммерческих ИКЭЭ и выявлять коммерческие потери Для этого расчет балансов необходимо производить не только в целом по всей подстанции, но и по отдельным её фрагментам (шинам, секциям, трансформаторам) В этой ситуации возможна более точная локализация присоединений, по которым осуществляется безучетное потребление ЭЭ

• Третий вывод практика учёта ЭЭ показывает, что измерительным комплексам ЭЭ свойственны систематические и случайные погрешности, имеющие в подавляющем большинстве случаев отрицательный знак Это приводит к занижению отпущенной ЭЭ, те к ее недоучету, а следовательно, к увеличению коммерческих и отчетных потерь ЭЭ

Во второй главе рассматриваются основы теории оценивания состояния и теории наблюдаемости, используемые в электроэнергетике для повышения достоверности информации при управлении электроэнергетической системой (ЭЭС) Вторая глава работы носит обзорный характер и опирается на большое число работ по теории оценивания состояния и наблюдаемости, выполненных в России и за рубежом Методические основы данных теорий, разработанные при решении задачи расчета установившегося режима по данным телеизмерений, использовались в настоящей работе для анализа режимов распределения потоков ЭЭ в сетях и анализа точности и достоверности информации от систем учета электроэнергии

Цель решения задачи ОС - получить на основе набора исходных данных (схемы сети и значений ее параметров) все остальные параметры установившегося режима Установившийся режим ЭЭС определяется значениями активных и реактивных мощностей станций и нагрузок потребителей в узлах, напряжениями в узлах, перетоками активной и реактивной мощности по линиям электропередачи, токами в них Набор этих параметров, являющихся наиболее быстроизменяющимися в энергосистеме, обозначается вектором Z Остальная исходная информация, характеризующая параметры схемы замещения, меняется относительно медленно и обозначена вектором Ю Дополнительной информацией об энергосистеме являются уравнения состояния, связывающие параметры режима и параметры элементов энергосистемы

/(г,в)=о (2)

В качестве уравнений состояния обычно выступают уравнения узловых напряжений, записанные в форме баланса мощностей или баланса токов Например,

система уравнений состояния, записанная в форме баланса мощностей в прямоугольной системе координат, имеет вид

¿М^ +и"1и]) + ьд{и'1и] +и"1и]))=р1 -в1биби, +ь,би6и';,

" . . „ (3)

Е (ёу (и1и:-и1и;)~ ьу (Iи1и] + и, 11;))=^ + £г6С/бГ/, + ьли6и,,

где и Ьу - активная и реактивная проводимости ветви у, Р, и - активная и реактивная мощности в узле г исследуемой сети, и,^ и - проекции вектора напряжения в узле г(_/) на вещественную и мнимую оси соответственно, иб -напряжение балансирующего узла с заданной фазой

Число измерений и соответствующих им уравнений, при котором режим ЭЭС может быть рассчитан, должно быть не менее чем (2^-1), где N — число узлов в схеме замещения электрической сети Исходные данные вектора телеизмерений V правой части системы (3) формируют базис, размерность которого также равна (2Ы -1) Телеизмерения V представляются как сумма действительных значений параметров режима и ошибок, возникающих из-за метрологической погрешности Система уравнений для измерений может быть записана как

НДг = ДУ (4)

Матрица Н имеет размерность (тхп), где т - число измерений, п - число оцениваемых параметров состояния, соответствующих размерности вектора Ъ Матрица Н обычно является переопределённой и зависит от расстановки телеизмерений на графе электрической сети При оценивании состояния находится обобщенное решение системы (4), обеспечивающее минимум взвешенной суммы квадратов ошибок измерений

N

Ф = Т1а1(?,-21)2 ->тт, (5)

1=1

где а, - весовой коэффициент, определяющий уровень доверия к г -му измерению, V, - измеренное значение г -го параметра режима, г, - расчетное значение для г -го параметра установившегося режима

Установившийся режим ЭЭС может быть рассчитан при выполнении условий наблюдаемости Суть проблемы топологической наблюдаемости рассмотрена на рис 2, где изображена электрическая сеть с тремя возможными вариантами размещения телеизмерений, обозначенных крестиками Рядом с крестиками обозначены измеряемые параметры установившегося режима ЭЭС Задано напряжение в балансирующем узле

На рис 2,а показан случай, когда, обладая информацией о схеме замещения сети и узловых мощностях, решая систему уравнений (3), можно произвести дорасчет остальных параметров установившегося режима На основе уравнений узловых напряжений можно найти значения напряжений По найденным напряжениям удастся установить токи по линиям и потоки мощности Потери мощности могут быть определены по закону Джоуля-Ленца или как разница потоков в начале и конце линии электропередачи

РъО.г

Ръйг

Ръ. й

Л.Й4

в

Рис 2 Примеры размещения телеизмерений на схеме сети а) наблюдаемая сеть, б) ненаблюдаемая сеть, в) наблюдаемая сеть с избыточным составом измерений

На рис 2,6 отсутствует измерение мощности в узле 4 По этой причине система уравнений (3) будет недоопределенной и остальные параметры установившегося режима определить не удастся На рис 2,в измерений больше, чем необходимо для определения всех неизмеренных параметров режима Эти измерения можно использовать для проверки правильности полученного расчетным путем набора измерений Если расчетные и измеренные значения отличаются незначительно, то можно считать полученные данные достоверными

Схемы, приведенные на рис 2,а и 2,е, называются наблюдаемыми, а на рис 2,6 - схема ненаблюдаема Состав измерений, приведенный на рис 2,а, является базисным, т е минимально необходимым для обеспечения наблюдаемости Исключение любого измерения на рис 2,а приводит к потере наблюдаемости На рис 2,в имеется избыточный состав измерений, необходимый для локализации ошибок телеизмерений Исключение от одного до трёх измерений не приводит к потере наблюдаемости Потеря хотя бы одного измерения на рис 2,а или четырёх измерений на рис 2,в приводит к потере наблюдаемости Измерение, потеря которого приводит к потере наблюдаемости, называется критическим В соответствии с теорией ОС достоверизация 1фитических измерений невозможна Минимальное число измерений, которое может обеспечивать наблюдаемость потокораспределения активных (или реактивных) мощностей, составляет (N-1) Для линеаризованной системы необходимым и достаточным условием наблюдаемости является равенство ранга матрицы Н в системе уравнений состояния (4) числу искомых параметров состояния Матрицу Н при этом принято называть матрицей наблюдаемости Если телеизмерения размещены в сети таким образом, что на основе информации об измеренных параметрах режима могут быть оценены все остальные параметры установившегося режима, система может быть названа топологически наблюдаемой

Условием наличия топологической наблюдаемости является выполнение соотношения, обеспечивающего единственность решения системы уравнений (4)

гапё(В) = 2Ы-\ (6)

На основе теории оценивания состояния разработаны алгоритмы расстановки телеизмерений в ЭЭС В качестве критериев расстановки телеизмерений в теории ОС рассматриваются критерии, определяемые свойствами нормированной базисной матрицы Н Параметры матрицы Н определяются расстановкой телеизмерений на схеме сети Определитель нормированной матрицы Н выступает в качестве количественного показателя качества наблюдаемости След нормированной матрицы Н используется в качестве меры наблюдаемости, характеризующей точность получаемых оценок

В третьей главе показаны отличия задач потокораспределения и энергораспределения Сформулирована математическая модель комплексной задачи энергораспределения, позволяющей производить расчёт потоков электроэнергии в ЭЭС и средних значений напряжений для заданного интервала времени Для решения задачи потокораспределения основными данными являются активная Р, реактивная О, мощности и напряжения С/, которые определяются по телеизмерениям Для задачи ЭР исходная информация поступает от ИКЭЭ, входящих в систему учета электроэнергии

Ранее выполненные исследования показывают, что использование традиционных законов элеюротехники (закон Ома, закон Джоуля-Ленца, второй закона Кирхгофа) для моделирования энергетических режимов приводит к возникновению неустранимых методических погрешностей Использование традиционных уравнений установившегося режима для моделирования потокораспределения также не позволяет осуществить адекватное моделирование ЭР, если не учитываются режимные изменения и изменения топологии сети Погрешность такого моделирования определяется соотношениями между математическими ожиданиями потоков мощности и дисперсиями этих потоков мощности

Основное отличие задачи ЭР от классической задачи ОС заключается в отличии уравнений состояния для описываемых процессов Для задачи расчёта потокораспределения уравнениями состояния является система (3) Для задачи ЭР основу уравнений состояния определяют узловые и линейные балансы ЭЭ

N

^-2Х=0> ^ =1,2,2, N. (7) Ж™, {/=1,2,3, М, (8)

М

где - узловые инъекции (потоки) ЭЭ, 1УЦ - потоки ЭЭ по связям г - ], инцидентные узлу г и записанные с учетом направления, Д(Г™ - технические потери ЭЭ в связи г-], N - число узлов, а М- число связей в схеме сети

Уравнения балансов ЭЭ всегда сохраняют свою адекватность, даже при изменениях в топологии сети Потоки ЭЭ, формирующие уравнения (7) и (8), могут иметь два направления - прием и отдача С учетом сальдированных величин систему узловых (7) балансов ЭЭ можно записать в виде

8^Улия=\Уузл, (9)

где в - матрица инциденций, которая определяется топологией сети и хорошо

известна в электротехнике Если пренебречь потерями, то с помощью матрицы в потоки ЭЭ в ветвях Жшп связываются с потоками ЭЭ в узлах Шузп

С учетом активной и реактивной составляющих потерь технические потери ЭЭ на любой связи 1-] определяются как сумма переменной (продольной) и постоянной (поперечной) составляющих

ГШ2 +ш2 /_2 +а2 ) г

- +

и} т и2

{Ку+^Х (10)

+ = Т (¿7,2 + П}) (ву + }БЧ), (11)

где Шу и Шу - переменные потери ЭЭ на активном Яу и реактивном Ху сопротивлениях связи г-у в сети, и 6Жу - постоянные потери ЭЭ на активной ву и реактивной Ву проводимостях связи г-у, ТРри и \¥ду - активный и реактивный потоки ЭЭ по связи г-у, ору и а?гу - дисперсии активного и реактивного потоков мощности по связи г-у, Г - заданный отрезок времени, 17,^ - среднее напряжение в узле г(у) за отрезок времени Т

Выражения (7) - (11) образуют систему уравнений состояния задачи ЭР В связи с нелинейностью зависимости потерь ЭЭ от потоков ЭЭ и средних напряжений система уравнений состояния является нелинейной, поэтому её решение целесообразно осуществлять методом Ньютона

В работе предложен алгоритм решения комплексной задачи энергораспределения В отличие от ранее предложенной модели ЭР, где расчет напряжений производился по данным установившегося режима, в комплексной задаче ЭР одновременно с расчетом активного ЭР производится расчет потоков реактивной ЭЭ, а кроме того, рассчитываются усредненные на интервале времени Т модули узловых напряжений В качестве вектора состояния комплексной задачи ЭР удобно использовать потоки активной и реактивной ЭЭ, относящиеся к началам ветвей Имея измерения ЭЭ в началах ветвей, можно рассчитать потери ЭЭ на всех элементах, потоки ЭЭ в концах ветвей и узловые инъекции ЭЭ Полученные переменные должны удовлетворять системе уравнений состояния (7)-(11) В связи с тем, что выражения для расчета технических потерь ЭЭ содержат средние модули узловых напряжений, любое уравнение для измеряемого потока ЭЭ можно записать через вектор активных \Ур!; и реактивных потоков ЭЭ, относящихся

к началу ветвей, а также через средние за расчётный интервал времени модули узловых напряжений II,

ТР} = К™ ~ <УГР9>,и,) = 0, (12)

где соответствует численному значению измеренного потока ЭЭ, а IV, -

аналитическому выражению для соответствующего потока ЭЭ Число таких уравнений, образующих первую группу, равно числу измерений ЭЭ К

Для определения средних модулей узловых напряжений за интервал времени Т приходится использовать архивы телеизмерений Недостатки такого способа

связаны с необходимостью иметь телеизмерения напряжений во всех узлах сети, а также с наличием погрешности в этих измерениях Для расчёта средних напряжений в узлах, где телеизмерения отсутствуют, следует использовать закон Ома Разность между средними модулями узловых напряжений соседних узлов г и у можно получить по средним мощностям или по потокам энергии

чf=uJ

и,+

Т и,

УРру Ху Жду Гу ,

т и,

(13)

В связи с возможными схемными и режимными изменениями уравнения (13) могут иметь отличные от нуля невязки Уравнения (13) образуют вторую группу уравнений задачи ЭР, они являются нелинейными, как и (12), и содержат векторы и и, Достоверный результат можно получить, если для определения

средних расчётных напряжений и^ас используются усредненные значения напряжений из архивов телеизмерений и™ для всех Лгта узлов схемы, оснащенных телеизмерениями напряжений

ч,(3)=иизм_ирас=()> г=1>2, 3 ЛГта (14)

Данные уравнения образуют третью группу уравнений задачи ЭР Как и уравнения двух предшествующих групп, они допускают наличие невязок, так как телеизмерения напряжений могут иметь весьма существенные погрешности

Таким образом, уравнения (12) - (14) образуют нелинейную систему уравнений задачи ЭР Осуществив линеаризацию данной системы, ее можно представить в блочно-матричном виде

э\у Ш

ШР1] эи,

эди, здиг ади,

аи

0 0 Е

хрО)

=

би, у(3)

(15)

В левой части системы (15) представлены прямоугольная матрица частных производных и вектор неизвестных, содержащий приращения к потокам активной ЗЛУ^у, реактивной электроэнергии в связях и приращения к модулям узловых

напряжений Ш, Число уравнений в системе (15) превышает число неизвестных В матричном виде систему (15) можно переписать как

Ну Х = У, (16)

где Нг - матрица наблюдаемости, V - вектор правых частей, включающий невязки уравнений (12) - (14) При точном соблюдении всех параметров вектор невязок V должен быть нулевым Вектор неизвестных X соответствует искомым приращениям к потокам ЭЭ в ветвях и к модулям напряжений Матрица Ну обычно является

переопределенной и зависит от расстановки ИКЭЭ в электрической сети По аналогии с (5), для системы (16) решение обеспечит минимум целевой функции

Ф = ^а1(Кзи -Г,рас)2 -*1щп (17)

1=1

На каждой итерации переопределённая система (15) приводится к нормальному виду кту и? щ х=нГ я;1 V, (18)

где Яд1 - диагональная матрица весовых коэффициентов Для задачи ЭР весовой коэффициент а1 определяется относительной погрешностью (классами точности) средств измерений, формирующих г-й ИКЭЭ

а1=~-2 1 2 >

5/(+§£/1+бл1+5ос!

где в г-м ИКЭЭ 8/г- предел относительной погрешности измерительного ТТ, %, 8т - предел относительной погрешности измерительного ТН, %, бл, - предел допустимых потерь напряжения в линиях присоединения счетчика к измерительному ТН, %, 80С, - предел допустимой погрешности счетчика ЭЭ, %

С использованием уравнений состояния (7) - (11) могут быть получены потоки ЭЭ, соответствующие концам ветвей, и технические потери ЭЭ на всех элементах сети На основе уравнения (7) рассчитываются узловые инъекции ЭЭ Потери ЭЭ на всех элементах сети являются чисто техническими Различия между измеренными и расчетными й^рас потоками ЭЭ тем больше, чем большие

небалансы имеют измерения электрической энергии По остаткам оценивания (\Г™ - ^урас) можно локализовать коммерческие потери ЭЭ на граничных присоединениях, по которым осуществляется отпуск ЭЭ потребителям

В работе показано, что при отсутствии схемных и режимных изменений модель энергораспределения обеспечивает получение результатов, совпадающих с результатами расчётов по традиционной модели установившегося режима Однако при наличии коммутационных изменений в топологии сети и изменениях режимных параметров адекватность модели энергораспределения существенно выше по сравнению с традиционной моделью установившегося режима

В четвертой главе подробно рассмотрена проблема наблюдаемости режима ЭР Дяя задачи ЭР основу уравнений состояния образуют уравнения узловых (7) и линейных (8) балансов ЭЭ Они отличаются от уравнений состояния задачи потокораспределения, и поэтому условия наблюдаемости данных задач также отличаются Условия наблюдаемости, связанные с топологией электрической сети и размещением в ней ИКЭЭ, определяются как топологическая наблюдаемость ЭР Для анализа топологической наблюдаемости ЭР потерями ЭЭ можно пренебречь Тогда уравнения состояния (7) и (8) могут быть записаны в виде (9) Для обеспечения наблюдаемости активного (или реактивного) ЭР число ИКЭЭ К в сети должно быть не меньше числа ветвей в схеме М, те К>М Данное условие является необходимым условием обеспечения наблюдаемости энергораспределения

В задаче активного потокорасцределения наблюдаемость обеспечивается таким составом измерений, который неизменно входит в состав базиса, имеющего размерность N-1 Для радиальных сетей выполняется условие М = N-1, поэтому по отношению к радиальным сетям необходимые условия наблюдаемости задачи потокораспределения и энергораспределения совпадают, те наблюдаемость ЭР обеспечивается узловыми измерениями ЭЭ В сложнозамкнутых сетях М , поэтому для задачи ЭР обеспеченность измерениями должна быть выше, чем у задачи потокораспределения Примером базисного состава измерений для задачи ЭР является случай, когда во всех ветвях М сети имеются измерения ЭЭ, т е К=М

Для любого числа ИКЭЭ и при их произвольной расстановке в сети можно определить критерий наблюдаемости Если исключить все дублирующие измерения, относящиеся к началу или хонду ветви, число измерений составит К Если в сети нет дублирующих измерений ЭЭ, то К = К Общее число неизвестных (неизмеренных) потоков ЭЭ в схеме сети всегда составляет (Ы+М)-К Для расчёта всех неизвестных потоков ЭЭ систему уравнений (9) необходимо переформировать Все неизвестные потоки ЭЭ переносятся в левую часть, а измеренные потоки ЭЭ - в правую Тогда переформированная система уравнений

в* \У = \У, (20)

где в* - матрица, полученная в результате преобразования матрицы инциденций 8 Матрица в* содержит коэффициенты только для неизвестных потоков ЭЭ, \У -вектор неизвестных потоков ЭЭ в ветвях или узлах схемы сети, - вектор измеренных потоков ЭЭ в ветвях или узлах схемы сети Размерность вектора \У равна числу неизвестных потоков ЭЭ в ветвях и узлах сети, те (Ы+М)-К Условие нахождения решения системы уравнений (20)

пш£(8*) = (ЛГ + АО-£ (21)

определяет достаточное условие наблюдаемости энергораспределения

Пример анализа наблюдаемости ЭР можно продемонстрировать для сети, представленной на рис 2 Пусть измерения ЭЭ отмечены крестиками и задано измерение ЭЭ в балансирующем узле Для схемы, приведенной на рис 2,а, сформируем систему уравнений (20), в которой все неизмеряемые переменные записаны в левой части, а измеряемые переменные - в правой и подчеркнуты

+ 1

'61 =

+ Щ4 -^43 =К4

+10 ООО О +1-1-10 0 0 0+1 0-1 0 0 0 0 0+1+1-1 0 0+1 0-1 о 0 0 0 0 0 +1

+ ^35=^5 V

Полученная система уравнений совпадает с системой уравнений узловых балансов ЭЭ (9), так как измеряются только узловые потоки ЭЭ, то есть в = Произведём теперь анализ наблюдаемости по критерию (21) Ранг матрицы в* равен rang(S*) = 5 Число неизвестных переменных (Ы + М)-К = (6 + 6)-6 = 6, левая и

правая щсти условия (21) неравны (5*6), и сеть на рис 2,а является ненаблюдаемой С другой стороны, выполняется необходимое условие наблюдааюсти К>М, те 6 = 6

Для сети на рис 2,в систему (20) можно записать в следующем виде-

+ Ща

+ Ж23-ГГ35=Кз-К4З

0=К4-К14 + Ж4Ъ

8 =

'+1 0 (О + 10 0 0-1 о 0+1-1 0 0 0

0 0+1у

Дхя сети на рис 2,в ранг матрицы в равен га^ф ) = 3 Число неизвестных переметных (Н + М)-К = (6 + 6)-9 = 3, левая и правая части условия(21) равны, и даннау сеть является наблюдаемой В то же время выполняется и необходимое условие наблюдаемости К>М, те 9>6

Большой интерес представляет анализ наблюдаемости в электрической сети при произвольной расстановке в ней ИКЭЭ Анализ наблюдаемости ЭР электрических сетей различной структуры показывает, что в радиальных сетях, для которых выполняется условие М = N -1 и имеются узловые измерения ЭЭ в N -1 узла>, ЭР является наблюдаемым В кольцевых сетях, помимо наличия всех узловых измерений ЭЭ, для обеспечения наблюдаемости требуются дополнительные измерения в М - N +1 ветвях, входящих в каждый из независимых контуров

Помимо алгебраического метода анализа наблюдаемости в работе также сформулирован топологический алгоритм анализа наблюдаемости ЭР Его суть заключается в расстановке для узлов и ветвей меток, означающих, что данный элемент в составе сети наблюдаем Данный метод удобен тем, что не требует трудоемкой процедуры вычисления ранга матрицы Система уравнений (9) может быть записана для любой системы учета электроэнергии, поэтому для возможности расчета ЭР она должна содержать такой набор измерений, который был бы не меньше одного из базисных В связи с этим одним из первых требований к расстгновке ИКЭЭ в сети является выполнение необходимого и достаточного условжй наблюдаемости распределения потоков ЭЭ по графу сети То есть система учёта электроэнергии должна обеспечивать наблюдаемость распределения потоков электроэнергии по всем элементам схемы сети

Кэгда в сети состав измерений равен базисному, любое измерение является критичгским В условиях эксплуатации всегда существует вероятность выхода из строя любого ИКЭЭ, в том числе и коммерческого, поэтому система учёта электроэнергии не должна содержать критических измерений. Для возможности выявления критических измерений ЭЭ в работе сформулирован соответствующий алгоритм Выявление критических измерений ЭЭ основано на проверке достаточного условия наблюдаемости (21) до изъятия измерения ЭЭ и после При отсутствии критических измерений ЭЭ в системе учета недостоверное измерение

может быть всегда восстановлено на основе других измерений Для радиальных сетей критические измерения отсутствуют, когда во всех узлах N установлены ИКЭЭ, те К - N В кольцевых или сложнозамкнутых сетях для ликвидации критических измерений необходимо иметь по два линейных измерения электроэнергии в каждом из независимых контуров Отсутствие критических измерений в кольцевой или сложнозамкнутой сети обеспечивают ИКЭЭ в количестве К = 2 (М-1))+N = 2 М-Ы + 2

Чем меньше ИКЭЭ, тем дешевле система учета Однако в таких системах учёта всегда возникают проблемы, связанные с достоверностью измерений ЭЭ (в тч коммерческих), и всегда есть вероятность осуществления некорректных финансовых расчётов В связи с этим требуется установка дополнительных ИКЭЭ, которые создают информационную избыточность измерений Такими комплексами являются ИКЭЭ технического (контрольного) учета ЭЭ Поэтому система учета электроэнергии должна обладать повышенной информационной избыточностью измерений Наиболее эффективным способом создания информационной избыточности является установка ИКЭЭ на всех присоединениях узла, те обеспечение полного охвата присоединений во всех узлах сети Для полного охвата всех присоединений необходимо наличие К -2 М + Ы ИКЭЭ

Чем выше степень информационной избыточности системы учета электроэнергии, тем успешнее может быть решена задача поиска и выявления плохих измерений Численные характеристики степени избыточности конкретных измерений и оценки увеличения точности расчетных значений по сравнению с измерениями можно получить на основе идеи контрольных уравнений, которые содержат в своем составе только измеряемые переменные В терминологии типовой инструкции по учету ЭЭ любое контрольное уравнение, записанное через измерения ЭЭ, можно рассматривать как фактический небаланс Д5ф Контрольные уравнения позволяют получить расчетные оценки, погрешность которых ниже измерений ЭЭ Для любого измерения число контрольных уравнений г|, определяет коэффициент локальной топологической избыточности

С6 =тЬ +1 (22)

На основе теоретических исследований и многочисленных расчётных экспериментов установлено, что точность расчётных оценок за счёт усреднения измерений повышается пропорционально квадратному корню из коэффициента локальной избыточности.

Возможно создание системы учета электроэнергии, когда на границе раздела балансовой принадлежности располагаются два независимых ИКЭЭ В работе показано, что при установке дублирующих ИКЭЭ по разные стороны границы балансовой принадлежности можно добиться 5-7-кратной избыточности измерений и снизить погрешность учета ЭЭ в 2 - 2,5 раза только за счёт математической обработки измерений

В пятой главе с учётом положений теории наблюдаемости и положений, сформулированных в работе, разработан формальный алгоритм дооснащения систем учёта электроэнергии, который также может быть использован при их проектировании Одной из основных задач, определяемых объемом работ по дооснащению электрических сетей измерительными комплексами ЭЭ, является возможность контроля баланса ЭЭ сетевого предприятия на любых фрагментах сети Решение данной проблемы достигается за счет обеспечения наблюдаемости ЭР в сети, отсутствия критических измерений и информационной избыточности коммерческих измерений ЭЭ Алгоритм состоит из четырнадцати этапов Его суть состоит в первоначальном анализе наблюдаемости ЭР в существующей системе учёта электроэнергии Далее за счет установки дополнительных ИКЭЭ ликвидируются ненаблюдаемые районы электрической сети и критические измерения Создание дополнительной информационной избыточности для коммерческих измерений электроэнергии производится с учетом технико-экономических показателей Работа алгоритма подробно и поэтапно рассмотрена на примере экспериментального сетевого предприятия

1) На начальном этапе алгоритма формируются схема замещения электрической сети и база данных по всем ИКЭЭ с привязкой к топологии сети

2) Составляется направленный граф электрической сети, на котором нумеруются все узлы, потоки ЭЭ и отмечаются места расстановки ИКЭЭ

3) На основании сформированного графа записывается исходная система уравнений состояния (9) и производится анализ наблюдаемости

При отсутствии наблюдаемости ЭР в сети производится установка дополнительных ИКЭЭ Установка дополнительных ИКЭЭ производится для тех участков сети, для которых записаны уравнения, содержащие два неизмеряемых потока ЭЭ Если в системе имеются два и более таких уравнений, то критерием установки дополнительного ИКЭЭ Жлоп может стать наибольший объем учитываемой ЭЭ

5) Производится выявление и ликвидация критических измерений в системе учёта электроэнергии

6) На этапе создания информационной избыточности все ИКЭЭ делятся на технический и коммерческий учет ЭЭ Вопрос создания информационной избыточности наиболее важен в отношении ИКЭЭ коммерческого учета, поэтому они далее делятся на уровни внешнего и внутреннего учета ЭЭ К внешнему учету ЭЭ относятся все ИКЭЭ, фиксирующие поступление ЭЭ в сеть предприятия, к внутреннему учёту ЭЭ относятся все ИКЭЭ, фиксирующие отпуск ЭЭ потребителям

7) На основе класса точности ИКЭЭ 8, и объема учтённой ЭЭ Ж1 рассчитываются нижний и верхний пределы, в которых с доверительной вероятностью лежит коммерческое измерение

(23)

8) Предельно допустимая относительная погрешность измерений 8, приводит к появлению небалансов ЭЭ, которые с учетом тарифа Си по каждому ИКЭЭ можно оценить как

АС„б,=2 5, Ж, С^ (24)

9) Систематический недоучет отпускаемой потребителям ЭЭ приводит к возникновению положительных коммерческих потерь Предельно допустимый ущерб от недоучёта по каждому коммерческому ИКЭЭ, %, можно рассчитать как

&СУ1=Г, Сиг бг (25)

10) Производится ранжирование всех ИКЭЭ коммерческого учета в порядке убывания предельно допустимого ущерба от недоучёта ЭЭ Для снижения величины вероятного ущерба и погрешности коммерческого измерения необходимо установить дополнительные ИКЭЭ (если ИКЭЭ находится на балансе потребителя) или повысить класс точности существующего ИКЭЭ (если ИКЭЭ находится на балансе энергоснабжающей организации) В обоих случаях требуется установка ИКЭЭ повышенного класса точности Тогда снижение вероятного ущерба по каждому ИКЭЭ, %, можно рассчитать как

АС,,« А Снк

--^ или С(8г-8!+1), (26)

где 8, - относительная погрешность ранее установленного ИКЭЭ, 8;+] -относительная погрешность устанавливаемого ИКЭЭ

11) Суммарные капиталовложения на совершенствование системы учёта по каждому присоединению рассчитываются с учетом капиталовложений в счетчик коммерческого учёта ЭЭ, в измерительные ТТ и ТН и измерительные кабели, а также с учетом стоимости установки оборудования и пусконаладочных работ

12) По каждому присоединению рассчитывается срок окупаемости мероприятий по совершенствованию коммерческого ИКЭЭ

13) С учетом сроков окупаемости рассчитываются суммарные капиталовложения на мероприятия по совершенствованию системы учёта электроэнергии Отдельно произведен расчет капиталовложений на обеспечение наблюдаемости, ликвидацию критических измерений ЭЭ и на создание информационной избыточности

14) Рассматривается целесообразность перевода новых коммерческих ИКЭЭ на баланс энергоснабжающей организации в соответствии с регламентами оптового и розничного рынков электроэнергии

В заключении приведены выводы и основные результаты, сделанные в ходе

выполнения работы

1 Показана актуальность проблемы расстановки измерительных комплексов электроэнергии в электрических сетях с позиций достоверизации коммерческой информации, возможности расчета технических и локализации коммерческих потерь электроэнергии на элементах сети

2 Отмечается, что существующие нормативные документы по организации учёта электроэнергии не имеют научных основ и численных критериев для решения задачи расстановки измерительных комплексов электроэнергии В части технического и коммерческого учета нормативные документы носят рекомендательный характер

3 В современных условиях необходимо стремиться к тому, чтобы система учёта электроэнергии обеспечивала возможность расчёта потоков электроэнергии на всех элементах сети, т е обеспечивала наблюдаемость режима энергораспределения

4 Сформулированы необходимое и достаточное условия наблюдаемости энергораспределения по отношению к системам учёта электроэнергии

5 Показано, что в связи с различными уравнениями состояния условия наблюдаемости энергораспределения имеют существенное отличие от условий наблюдаемости классической задачи оценивания состояния

6 Сформулирована комплексная задача энергораспределения, в рамках которой возможен совместный расчет потоков и потерь активной и реактивной электроэнергии, а также средних значений узловых напряжений

7 Адаптированы алгебраические и топологические алгоритмы оценки наблюдаемости по отношению к наблюдаемости энергораспределения Разработан алгоритм выявления критических измерений электроэнергии

8 Произведенный анализ показывает, что при проектировании и дооснащении систем учета электроэнергии необходимо последовательно стремиться к обеспечению наблюдаемости энергораспределения, отсутствию критических измерений и высокой информационной избыточности по отношению к коммерческим измерениям

9 Показано, что при создании информационной избыточности средств измерений электроэнергии за счет математической обработки получаемых данных на основе методов оценивания состояния возможно снижение погрешностей расчетных оценок по сравнению с погрешностями измерений

10 Сформулирован алгоритм дооснащения сети дополнительными измерительными комплексами электроэнергии на основе положений теории наблюдаемости и с учетом оценки экономической эффективности

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях: I. Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах:

1 Опыт проведения первичных энергетических обследований сетевых предприятий ОАО «Тюменьэнерго» / А.О. Егоров, Т Ю Паниковская, А В Кюсснер, Е А Плесняев, В А Зайцев, П А Кузякин // Вестник УГТУ-УПИ 2004 №12 С 345-348

2 Выявление грубых ошибок в измерениях электроэнергии при помощи методов оценивания состояния / АО. Егоров, А В Кюсснер, Е В Машалов, ЕА Плесняев, А А Травкин//Вестник УГТУ-УПИ 2004 №12 С 202-206

3 Решение комплексной задачи распределения электроэнергии в энергосистеме / П И Бартоломей, А.О Егоров, Е В Машалов, А В Паздерин // Электричество 2007 №2 С 8-13

II. Статьи и тезисы конференций:

4. Энергетическое обследование Тюменских электрических сетей / А.О. Егоров, A.B. Кюсснер, Т.Ю. Паниковская, Е.А. Плесняев H Энергосберегающие техника и т ехнологии: материалы научно-практической конференции, 13-14 мая 2003 г. Екатеринбург, 2003.

5. Энергетические обследования сетевых предприятий ОАО «Тюменьэиерго» / А.О Егоров, A.B. Кюсснер, A.B. Паздерин, Т.Ю. Паииковская, Е.А. Плесняев // Проблемы и достижения в промышленной энергетике: материалы 3-й научно-практической конференции, 12 ноября 2003 г. Екатеринбург, 2003. С. 140-141.

6. Анализ деятельности муниципального электросетевого предприятия / П.И. Бартоломей, А.О. Егоров, А.Ю. Леутский, Т.Ю. Паниковская // Энергосберегающие техника и технологии: материалы 7-й научно-практической конференции, 12 мая 2004 г. Екатеринбург, 2004. C.17-I8.

7. Программный комплекс «Баланс» для расчёта фактических и допустимых небалансов, локализации технических и коммерческих потерь электроэнергии / А.О.Егоров, А.В Кюсснер, Е.В, Мат ало в, Т.Ю. Паниковская, Е.А. Плеснясн, A.A. Травкин // Энергосберегающие техника и технологии: материалы 7-й научно-практической конференции, 12 мая 2004 г. Екатеринбург, 2004. С. 19-21.

8. Егоров А.О. Способы повышения достоверности измерительной информации систем учёта электрической энергии / А.О. Егоров, A.B. Паздерин, A.A. Травкин // Энергетика региона. 2004. №1 i. C.I2-14.

9. Разработка метода повышения достоверности измерительной информации от систем учёта электроэнергии / А.О. Егоров, A.B. Паздерин, Е.А. Плесняев,

A.A. Травкин // Проблемы и достижения в промышленной энергетике: материалы 4-й научно-нракгической конференции, 9-12 мам 2004 г. Екатеринбург, 2004.

10. Егоров А.О. Разработка и сравнительный анализ моделей эпергораецределения в электрической сети / А.О. Егоров, A.B. Кюсснер, Е.А. Плесняев // Энергосбережение: сборник докладов 8-й научно-практической конференции с международным участием в рамках выставки. Екатеринбург, 2005. С,44.

11. Расчеты балансов и потерь электроэнергии при проведении энергетических обследований сетевых предприятий ОАО «Тюменьэиерго» / A.B. Паздерин,

B.А. Зайцев, В.А. Рун кой. П.А. Кузякин, А,О. Егоров, A.B. Кюсснер, В.В. Панько, C.B. Смирнов// Энергетик. 2006. Ш. С.18-21.

12. Обследование систем учёта электрической энергии региональных сетевых компаний ! А.О, Егоров. A.B. Паздерин, Е.А. Плесняев, A.A. Травкин // Проблемы и достижения и промышленной энергетике: материалы 6-й научно-практической конференции. Екатеринбург, 2006.

13. Энергетическое обследование предприятия «Серовские электрические сети» / А.О.Егоров. A.B. Паздерин, A.A. Паздерин, Е.А. Плесняев II Проблемы и достижения в промышленной энергетике: материалы 6-й научно-практической конференции. Екатеринбург, 2006.

14. Egorov A.O. Erfahrung der energieimtersuchung bci den stromnetzbetrieben / A.O. Egorov, A.W, Pasderin, D.S. Pachomov// Energy saving technologies in scientific and technical development for industrial corporation: 1-st International Symposium, University Dortmund, 30-31 March 2006.

15. Расстановка измерительных комплексов электрической энергии в сетях энергосистем на основе теории наблюдаемости / Г1.И. Бартоломей, А.О.Егоров, А.Б. Паздерин, Ю. А. Пименов, Е.Л. Плесняев, А. А. Травкин // Технологии управления режимами энергосистем XXI века: всероссийская научно-практическая конференция, посвященная 50-летию подготовки специалистов по ЭСС в НЭТИ-НГТУ. Новосибирск, 2006.

16. Определение понятий информационной избыточности и наблюдаемости по отношению к системам учёта электроэнергии / А.О. Егоров. А.В. Паздерин, Ю.А. Пименов, А.А. Травкин // Задачи системного анализа, управления и обработки информации: межвузовский сборник научных трудов, М.: МГУПИ, 2006. С.76-86.

17. Опыт У1ТУ-УПИ в проведении энергетических обследований электросетевых предприятий, расчёте и нормировании потерь электроэнергии и решении задач информационного обеспечения, залач управления / П.И, Бартоломей, А,С. Бердин, А.О.Егоров, С.Е. Кокин, Ю.М. Комлев, А.В. Паздерин, Е.А. Плесняев. А.А. Суворов, С.Н. Шелюг // Энергосбережение: Состояние и перспективы: труды VIII всероссийского совещания-выставки ш энергосбережению. Екатеринбург, 2007,

Подписано в печать 07.09.2007 Плоская печать Формат 60*84 1/16

Бумага типографская Усл. печ. л, 1,39

Уч.-изд.л. 1.5 Тираж 120 экз. Заказ 457 Бесплатно

Редаюшонно-издательский отдел УГТУ-УПИ 620002, Екатеринбург, ул. Мира, J 9

Ризография НИЧ УГТУ-УПИ 620002, Екатеринбург, ул. Мира, 19

Введение.

ГЛАВА 1. Современное состояние систем учёта электроэнергии в электроэнергетике России.

1.1 Краткий обзор нормативных документов с требованиями к средствам учёта электроэнергии и их размещению в электрических сетях.

1.2 Баланс электроэнергии, его структура и связь с размещением средств учёта электроэнергии.

1.3 Опыт энергоаудитов сетевых предприятий и необходимость их дооснащения дополнительными средствами учёта электроэнергии

1.4 Балансовая принадлежность объектов средств учёта и их влияние на уровень коммерческих потерь электроэнергии. Организация взаимодействий между субъектами энергообмена.

1.5 Выводы.

ГЛАВА 2. Теория оценивания состояния и теория наблюдаемости в электроэнергетике.

2.1 Основы теории оценивания состояния.

2.2 Наблюдаемость установившегося режима.

2.3 Критические измерения.

2.4 Информационная избыточность.

2.5 Привлечение псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости установившегося режима электроэнергетической системы.

2.6 Расстановка телеизмерений в энергосистеме.

2.7 Выводы.

ГЛАВА 3. Задача энергораспределения как задача оценивания состояния.

3.1 О необходимости моделирования режимов распределения потоков электрической энергии в сетях электроэнергетических систем.

3.2 Математическая постановка задачи энергораспределения. Уравнения состояния задачи энергораспределения и их отличие от уравнений состояния задачи расчёта установившегося режима.

3.3 Расчёт энергораспределения в условиях схемного многообразия сети.

3.4 Выводы.

ГЛАВА 4. Оценка наблюдаемости по отношению к системам учёта электрической энергии.

4.1 Наблюдаемость энергораспределения. Критерии и алгоритмы анализа наблюдаемости энергораспределения.

4.2 Ликвидация критических измерений электроэнергии.

4.3 Информационная избыточность систем учёта электроэнергии.

4.4 Расчётный способ снижения погрешности коммерческих измерений электроэнергии за счёт информационной избыточности.

4.5 Привлечение псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости в задаче энергораспределения.

4.6 Выводы.

ГЛАВА 5. Дооснащение электрических сетей измерительными комплексами электроэнергии.

5.1 Актуальные проблемы модернизации существующих и проектирования новых систем учёта электроэнергии.

5.2 Алгоритм дооснащения электрических сетей измерительными комплексами электроэнергии.

5.3 Выводы.

В процессе реформирования электроэнергетики существенно возрастает значимость учёта электрической энергии для участников энергообмена и компаний, задействованных в финансовом сопровождении этого процесса. В настоящий момент по отношению к системам учёта электроэнергии, действующим на оптовом и розничном рынках электроэнергии, разработан ряд нормативных документов [1-13]. По мере совершенствования конкурентной модели функционирования электроэнергетики требования к точности и достоверности измерений электроэнергии становятся всё более высокими, так как эти измерения используются для проведения финансовых расчётов. Изменение модели расчётов оптового рынка электроэнергии требует адекватных изменений в части учёта ЭЭ и на розничных рынках электроэнергии.

Основное требование к местам установки ИКЭЭ коммерческого учёта состоит в необходимости их размещения на границе раздела балансовой принадлежности участников энергообмена. С момента реформирования электроэнергетики было введено большое количество руководящих документов. В этих руководящих документах введено много новых терминов, толковать которые можно по разному. Такими терминами являются: «место установки ИКЭЭ», «точка учёта ЭЭ», «точка поставки» и т.д. [14]. Используемый в данной работе термин «место установки ИКЭЭ» трактуется как место в электрической сети, где измеряется значение электроэнергии. В высоковольтных сетях место установки ИКЭЭ определяется не размещением счётчика электроэнергии, а местом установки измерительных трансформаторов тока и напряжения. Термины «точка учёта», «точка поставки», «точка измерения», «коммерческое сечение» и др., в работе не используются.

Участников энергообмена можно разбить на три большие группы. Первая группа - производители электрической энергии (электростанции). Как правило, они имеют границы с предприятиями электрических сетей, которые осуществляют транспорт и распределение электрической энергии (вторая группа). К третьей группе участников энергообмена относятся потребители ЭЭ. Средства учёта ЭЭ могут находиться по обе стороны границы раздела балансовой принадлежности. При этом более точный измерительный комплекс выполняет функции коммерческого учёта и по его показаниям производятся финансовые расчёты, а менее точный используется для целей контрольного (технического) учёта ЭЭ. В основной массе границы энергообмена в нашей стране обеспечены только коммерческим учётом. При отсутствии технической возможности допускается установка средств коммерческого учёта не на самой границе, а вблизи неё. Типичной является ситуация, когда граница балансовой принадлежности между электросетевым предприятием и потребителем относится к высшему напряжению понизительной подстанции, а средства учёта ЭЭ находятся на низшем (или среднем) напряжении. В такой ситуации, в соответствии с правилами учёта ЭЭ, определение потока ЭЭ, соответствующего границе энергообмена, производится путём коррекции измеренного количества ЭЭ на величину технических потерь в оборудовании от места установки ИКЭЭ до границы.

В связи с реструктуризацией отечественной электроэнергетики в электрических сетях в течение последних десяти лет возникло множество новых границ раздела балансовой принадлежности. Прежде всего это связано с «распаковкой» вертикально-интегрированных энергокомпаний АО-Энерго на предприятия, осуществляющие производство, распределение и сбыт ЭЭ.

Кроме того, электрические сети разделены по классам напряжений на ФСК i

220 кВ и выше) и РСК (110 кВ и ниже). Помимо этих предприятий существует множество небольших предприятий, осуществляющих функции распределения ЭЭ (сети потребителей, муниципальные и городские сети).

Для электросетевых предприятий учёт электроэнергии интересен с двух позиций. Во-первых, источником их функционирования являются финансовые средства, получаемые в качестве оплаты за транспорт ЭЭ.

Данные средства определяются на основании данных учёта ЭЭ, причём тариф на передачу ЭЭ дифференцирован в зависимости от класса напряжения. Во-вторых, электросетевые организации несут финансовую ответственность за потери ЭЭ в своих сетях. Ежемесячно по показаниям

ИКЭЭ составляется баланс энергии сетевого предприятия и на его основе определяются фактические (измеренные) потери ЭЭ. В случае, когда фактические потери превышают нормативные [15-19], то есть имеют место коммерческие потери ЭЭ, электросетевое предприятие несёт убытки.

В связи с появлением новых требований к системам учёта ЭЭ и новых границ балансовой принадлежности, на которых осуществляется продажа и покупка ЭЭ, в последние годы идёт достаточно интенсивный процесс модернизации и внедрения новых систем учёта электроэнергии. Данный процесс связан, в первую очередь, с созданием автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учёта ЭЭ (АИИС КУЭ), которые позволяют измерять и фиксировать потоки ЭЭ практически на любых интервалах времени. Это обеспечивает переход на новые конкурентные принципы взаимоотношений на оптовом рынке ЭЭ. Также идёт развитие и совершенствование традиционных средств учёта и измерения ЭЭ, осуществляется постепенный переход к электронным и цифровым приборам.

Ввиду большой технической сложности АСКУЭ неизбежны погрешности измерений и вероятны сбои, которые, зачастую, нелегко своевременно обнаружить, чтобы восстановить утраченную измерительную информацию. Следствием этого могут стать значительные финансовые потери энергосистемы. Для всех объектов и предприятий энергосистемы правилами [15] установлен аналитический порядок контроля и достоверности показаний счётчиков расчётного и технического учёта ЭЭ. Аналитический метод контроля достоверности измерительной информации <. от систем учёта ЭЭ является сегодня наиболее распространённым в энергосистеме [19], но обладает рядом недостатков [20-24]. Он основан на контроле баланса ЭЭ для проверяемого объекта, что исключает его применение в условиях отсутствия измерительной информации хотя бы для одного из присоединений на объекте. t

Помимо средств коммерческого учёта ЭЭ в электрических сетях всех участников энергообмена устанавливаются средства технического учёта ЭЭ, показания которых в финансовых расчётах непосредственно не используются. Технический учёт позволяет контролировать энергетические балансы и показатели энергоэффективности структурных подразделений предприятий энергетики. Кроме того, технический (контрольный) учёт ЭЭ позволяет осуществлять контроль достоверности данных коммерческого учёта ЭЭ. По отношению к расстановке ИКЭЭ технического учёта нормативные документы [1-13] носят рекомендательный характер. Очень часто, ввиду ограниченности финансовых ресурсов, средства технического учёта ЭЭ на энергообъектах отсутствуют или эксплуатируются в условиях, приводящих к существенным искажениям их метрологических характеристик. Технический учёт ЭЭ создает некоторую степень избыточности при измерении потоков ЭЭ в электрических сетях. При отсутствии технического учёта ЭЭ невозможно решение следующих важных задач:

1. Расчёт балансов ЭЭ в соответствии со структурной иерархией сетей для оценки достоверности коммерческих измерений.

2. Расчёт технических потерь ЭЭ и определение их структуры, расчёт нормативных потерь ЭЭ.

3. Локализация коммерческих потерь ЭЭ на конкретных участках сети за счёт избыточности информации.

В практике эксплуатации энергосистем и в процессе проектирования систем учёта электроэнергии не уделяется достаточного внимания техническому учёту ЭЭ. Главной проблемой является недостаточная укомплектованность электрических сетей средствами технического учёта и установка ИКЭЭ коммерческого учёта пониженного класса точности. Отсюда возникают проблемы, связанные с невозможностью оценить достоверность коммерческих измерений ЭЭ. Проблема высокого уровня коммерческих потерь ЭЭ особо остро стоит перед электросетевыми предприятиями, так как в составе тарифа на передачу ЭЭ составляющая, связанная с компенсацией потерь, может достигать 50 %. С учётом того, что ИКЭЭ коммерческого учёта часто размещаются не на самой границе раздела балансовой принадлежности, описанную выше проблему можно сформулировать как проблему размещения (расстановки) измерительных комплексов электроэнергии в сетях энергосистем. Для отечественной электроэнергетики данная проблема возникла сравнительно недавно, так как в условиях плановой экономики и вертикально-интегрированных энергокомпаний учёт ЭЭ не имел столь важного значения, как в настоящее время. До сих пор при решении вопроса выбора мест размещения ИКЭЭ и их точности используются эмпирические решения, обоснованные лишь существующей практикой и кажущейся целесообразностью. Научно обоснованные подходы, использующие формальные методики, отсутствуют.

В настоящей работе даны подходы к определению мест размещения ИКЭЭ в электрических сетях на основе методических подходов теории наблюдаемости. Под наблюдаемостью понимается возможность получения математической модели процесса, связанного с распределением потоков ЭЭ в сети. Для обеспечения наблюдаемости необходимо иметь определённый состав ИКЭЭ и их определённое размещение в электрической сети. В предшествующих работах, выполненных на кафедре «Автоматизированные 7 электрические системы» Уральского государственного технического университета - УПИ, была сформулирована математическая модель, описывающая процесс распределения в сети потоков ЭЭ и определения потерь ЭЭ на отдельных её участках. Данная задача получила название «Энергораспределение» (ЭР). Суть задачи ЭР состоит в получении расчётных потоков и потерь ЭЭ для всех элементов схемы замещения электрической сети. В основе уравнений состояния данной задачи лежат уравнения балансов ЭЭ для всех ветвей и всех узлов. В работах [25-27] была разработана математическая модель задачи ЭР и определены методы её решения, которые основаны на методических подходах теории оценивания состояния. Применительно к электроэнергетике задача ОС заключается в расчёте установившегося режима по данным телеизмерений [28-32]. В теории ОС большое значение уделяется проблеме наблюдаемости [33-37]. В связи с тем, что уравнения состояния для задачи расчёта установившегося режима (оценивания состояния) и задачи ЭР существенно различаются, то и критерии наблюдаемости этих задач тоже различаются. Кроме того, основной измерительной информацией для задачи ЭР являются измерения, полученные от ИКЭЭ и относящиеся к различным по длительности интервалам времени (минута, час, сутки, месяц, год). При расчёте УР основной измерительной информацией являются электрические параметры режима, полученные от системы телеметрии и относящиеся к мгновенным срезам времени. Для задачи ЭР данные параметры имеют меньшую значимость и их можно использовать в качестве псевдоизмерений. Ранее были определены критерии, позволяющие оценить наблюдаемость ЭР для активного и реактивного ЭР [38,39]. В настоящей работе представлена математическая модель комплексной задачи ЭР. Это означает, что одновременно с расчётом активного ЭР производится расчёт потоков реактивной ЭЭ, а кроме того, рассчитываются усреднённые на интервале времени модули узловых напряжений. Основное внимание в работе уделено проблеме расстановки ИКЭЭ для обеспечения наблюдаемости ЭР.

Наблюдаемость ЭР позволяет на основании имеющихся измерений ЭЭ, относящихся к произвольному исследуемому интервалу времени, рассчитать потоки ЭЭ на всех элементах сети. При этом расчётные оценки будут получены и для участков сети, где ИКЭЭ отсутствуют. За счёт использования математической модели ЭР расчётные оценки не будут иметь небалансов, которые достигают весьма больших значений для действительных измерений

ЭЭ по причине наличия погрешностей у приборов. За счёт математического 8 моделирования ЭР удаётся решить две важные задачи. Первая задача -поэлементный расчёт технических потерь ЭЭ в условиях схемно-режимного многообразия электрической сети. Точность расчёта потерь для каждого элемента сети определяется дополнительной информацией, которая характеризует отклонения режимных параметров от средних значений в течение расчётного интервала времени. Вторая задача - достоверизация показателей энергетического баланса и измерений ЭЭ, полученных от отдельных ИКЭЭ. Данная задача может успешно решаться только при наличии избыточной измерительной информации, поступившей от системы учёта электроэнергии. В связи с этим в настоящей работе большое внимание уделяется вопросам расстановки измерительных комплексов технического учёта ЭЭ, которые создают информационную избыточность при измерении потоков ЭЭ в электрической сети. На основе теории наблюдаемости можно обеспечить оптимальную расстановку ИКЭЭ и постепенно, в несколько этапов улучшить систему учёта электроэнергии за счёт её дооснащения дополнительными измерительными комплексами электроэнергии. При этом можно последовательно ставить задачи ликвидации ненаблюдаемых фрагментов сети, ликвидации критических измерений, которые нельзя проверить на основе других измерений. Далее повышается степень информационной избыточности по отношению к измерениям ЭЭ до уровня, на котором возможны выявление грубых ошибок в измерениях и осуществление непрерывной диагностики правильности работы системы учёта электроэнергии. При очень высокой информационной избыточности измерений существует возможность аналитического выявления систематических и случайных ошибок измерений ЭЭ [39, 40] отдельных ИКЭЭ. Вышеперечисленные задачи важны сами по себе, так как проверка правильности и точности работы ИКЭЭ на основе метрологических подходов весьма дорогостоящее мероприятие и, кроме того, проводится один раз в несколько лет.

Настоящая диссертационная работа посвящена разработке методик и алгоритмов расстановки измерительных комплексов электроэнергии в электрических сетях, разработке методов диагностики правильности работы систем учёта электроэнергии и повышению точности измерений электроэнергии на основе положений теории оценивания состояния и теории наблюдаемости.

Актуальность темы

Определяется повышением требований к системам учёта электроэнергии, действующих на оптовом и розничном рынках электроэнергии РАО «ЕЭС России», и интенсивным процессом проектирования, модернизации и внедрения систем учёта электроэнергии, в том числе и АИИС КУЭ. Актуальность вызвана ростом коммерческих потерь ЭЭ в электрических сетях и необходимостью их обнаружения на локальных участках электрической сети, что возможно за счёт создания информационной избыточности и оптимальной расстановки измерительных комплексов электроэнергии в электрической сети.

Определяется отсутствием методик проектирования, дооснащения систем учёта электроэнергии и расстановки измерительных комплексов электроэнергии, входящих в системы учёта электроэнергии, а также повышением требований к достоверности измерений электроэнергии и мощности, которые используются для проведения финансовых расчётов между участниками энергообмена.

Цель работы

Показать значимость для современной электроэнергетики проблемы размещения ИКЭЭ и создания информационной избыточности в системах учёта электроэнергии. Разработать математические основы решения комплексной задачи энергораспределения для диагностики работы системы учёта электроэнергии. Разработать алгебраические и топологические алгоритмы анализа наблюдаемости ЭР, алгоритм выявления критических измерений ЭЭ и алгоритмы, обеспечивающие создание информационной избыточности измерений ЭЭ в ЭЭС. Создать методику, позволяющую осуществлять проектирование или дооснащение существующих систем учёта электроэнергии с учётом экономической эффективности.

Научная новизна

1. Показана важность создания таких систем учёта электрической энергии, которые обеспечивают не только наблюдаемость потоков электроэнергии, но и имеют избыточность, позволяющую производить расчеты потерь электроэнергии и оценивать достоверность данных измерений электроэнергии.

2. Разработан метод решения комплексной задачи энергораспределения, позволяющий произвести расчет потоков активной и реактивной ЭЭ, а также определить средние за расчетный интервал времени модули узловых напряжений.

3. Даны научно-методические подходы, позволяющие оценивать целесообразность установки пунктов учёта электроэнергии в сети на основе методов теории наблюдаемости.

4. Разработан топологический алгоритм анализа наблюдаемости и выявления критических измерений электроэнергии.

5. Сформулированы численные критерии и характеристики информационной избыточности измерений электроэнергии.

6. Разработаны научные подходы к расстановке измерительных комплексов электроэнергии, и на их основе создан формальный алгоритм дооснащения систем учёта электроэнергии сетевого предприятия с учётом экономической эффективности.

Практическая ценность работы

Заключается в её ориентации на совершенствование систем учёта электроэнергии, установленных в ЭС для обеспечения наблюдаемости ЭР, ликвидации критических измерений ЭЭ и обеспечения информационной избыточности измерений ЭЭ. Реализация данных положений позволяет производить диагностику работы системы учёта электроэнергии на любых интервалах времени, а также повысить достоверность измерений ЭЭ, используемых для проведения финансовых расчётов между участниками энергообмена. Совершенствование систем учёта электроэнергии в первую очередь необходимо для электросетевых предприятий, так как уровень коммерческих потерь ЭЭ в настоящее время близок к уровню технических потерь. Высокий уровень коммерческих потерь определяется, главным образом, несовершенством систем учёта электроэнергии и отношением к ним как к малозначимому, второстепенному фактору. Алгоритм дооснащения систем учёта электроэнергии, разработанный в рамках работы и реализующий указанные выше положения, позволяет оптимально, с учётом экономической эффективности, осуществить мероприятия по дооснащению системы учёта электроэнергии для любого электросетевого предприятия или потребителя ЭЭ.

Реализация работы

Разработанные методы расстановки измерительных комплексов электроэнергии и алгоритм дооснащения системы учёта электроэнергии опробованы при проведении энергетических обследований электросетевых предприятий, входящих в состав ОАО «Свердловэнерго», ОАО «Тюменьэнерго», ОАО «Ярэнерго». Топологический алгоритм анализа наблюдаемости энергораспределения использован в программном комплексе «Баланс», который также нашёл применение при проведении энергетических обследований электросетевых предприятий.

Апробация работы

Материалы работы докладывались и обсуждались на следующих семинарах и научно-практических и технических конференциях:

• «Энергосберегающие техника и технологии», 13-14 мая 2003 г., г. Екатеринбург;

• «Проблемы и достижения в промышленной энергетике», 12 ноября 2003 г., г. Екатеринбург;

• «Энергосберегающие техника и технологии», 12 мая 2004 г., г. Екатеринбург;

• «Проблемы и достижения в промышленной энергетике», 9-12 ноября 2004 г., г. Екатеринбург;

• «Энергосбережение», 2005 г., г. Екатеринбург;

• «Energy saving technologies in scientific and technical development for industrial corporation», 30-31 march 2006, Dortmund;

• Всероссийская научно-практическая конференция, посвящённая 50-летию подготовки специалистов по специальности электроэнергетические системы и сети в НЭТИ-НГТУ, 2006 г., г. Новосибирск;

• «Проблемы и достижения в промышленной энергетике», 2006 г., г. Екатеринбург;

• «Задачи системного анализа, управления и обработки информации» МГУПИ, 6-7 сентября 2006 г., г. Москва;

• «Энергосбережение: состояние и перспективы», 2007 г., г. Екатеринбург.

Публикации

В ходе работы над диссертацией было опубликовано 24 работы, 4 из которых содержатся в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях Высшей Аттестационной Комиссии.

Структура работы

Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы, содержит 35 рисунков, 8 таблиц и приложения.

Во введении изложена общая характеристика диссертационной работы, показана её актуальность, сформулирована цель работы, отражена научная новизна, практическая ценность и апробация работы.

В первой главе проводится анализ требований нормативных документов в отношении расстановки ИКЭЭ в электрических сетях. Даётся оценка существующему методу контроля достоверности данных учёта ЭЭ. Указывается связь между расстановкой ИКЭЭ в сети, их балансовой принадлежностью и показателями баланса электроэнергии сетевого предприятия. Приводится анализ результатов энергоаудитов сетевых предприятий, проведённых с участием автора в период с 2000 г. по 2006 г., где показывается необходимость дооснащения сетевых предприятий дополнительными ИКЭЭ. Формулируются рекомендации по отношению к системам учёта электроэнергии, действующим в современных конкурентных условиях функционирования электроэнергетики России.

Во второй главе приводятся основные положения теории оценивания состояния и теории наблюдаемости УР. Даются положения постановки задачи оценивания состояния УР. Даются определения критических измерений, информационной избыточности в теории наблюдаемости и приводятся критерии расстановки измерительных комплексов телеметрии в ЭЭС. Приводится перечень задач, решаемый алгоритмами оценивания состояния в ЭЭС. Также приведён численный пример по расчёту параметров УР с помощью алгоритма оценивания состояния.

В третьей главе приводится математическая постановка задачи ЭР как задачи оценивания состояния. Указываются сходства и отличия задачи ЭР от задачи расчёта потокораспределения УР. Приводится пример расчёта энергораспределения в сети на основе аппарата оценивания состояния и по методу усреднённых мощностей. На основе численного примера доказывается необходимость учёта изменений в топологии сети за анализируемый промежуток времени при моделировании потоков ЭЭ.

В четвёртой главе даётся определение понятию наблюдаемости режима энергораспределения в ЭЭС. На примерах сетей различной конфигурации исследуется проблема и приводятся алгоритмы анализа наблюдаемости ЭР. Даются определения наблюдаемости ЭР, критических измерений и информационной избыточности по отношению к системам учёта электроэнергии. Даются также численные характеристики информационной избыточности и расчётной погрешности измерений по отношению к

13 системам учёта электроэнергии. Приводятся численные примеры повышения точности измерений электроэнергии при наличии информационной избыточности в системах учёта электроэнергии. Рассмотрено формирование контрольных уравнений в задаче ЭР. Рассматривается возможность контроля коммерческих измерений ЭЭ за счёт привлечения дополнительных источников информации.

В пятой главе разработан формальный алгоритм дооснащения существующих систем учёта электроэнергии, разработанный с учётом положений теории наблюдаемости и требований НПАТС. Даётся порядок обеспечения наблюдаемости и ликвидации критических измерений ЭЭ. Приводятся критерии создания информационной избыточности, позволяющей контролировать достоверность измерений ЭЭ. Даются порядок реализации мероприятий по совершенствованию системы учёта электроэнергии и метод оценки экономической эффективности мероприятий по дооснащению систем учёта электроэнергии. Приводится вариант перевода коммерческих ИКЭЭ с баланса потребителя на баланс электросетевого предприятия.

Приложения содержат схемы анализа наблюдаемости, ликвидации критических измерений и создания информационной избыточности в системе учёта электроэнергии экспериментального сетевого предприятия. Они также содержат результаты расчёта технико-экономических показателей мероприятий по дооснащению системы учёта электроэнергии экспериментального сетевого предприятия.

Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные электрические системы» ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ», г. Екатеринбург.

5.3. Выводы

1. Оптимальное проектирование систем учёта электроэнергии, выбор точек размещения дополнительных измерительных комплексов электроэнергии для контроля энергетического баланса, а также выбор необходимой точности средств измерений для обеспечения условий надёжной верификации коммерческой информации, должны производиться на научной основе.

2. Разработан формальный алгоритм дооснащения системы учёта электроэнергии электросетевого предприятия измерительными комплексами технического и коммерческого учёта с учётом положений теории наблюдаемости.

3. Показана прямая экономическая целесообразность обеспечения наблюдаемости, создания избыточности и повышения класса точности измерительных комплексов технического и коммерческого учёта электроэнергии.

4. Получен метод оценки эффективности установки дополнительных измерительных комплексов электроэнергии для снижения ущерба от возможного недоучёта электроэнергии.

5. Вопрос собственности измерительных комплексов коммерческого учёта является определяющим с точки зрения коммерческих потерь электроэнергии.

6. Перевод коммерческих измерительных комплексов, фиксирующих отпуск электроэнергии потребителям и позволяющих контролировать баланс электроэнергии энергоснабжающей организации, должен производиться на основе правил функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения работы сделаны выводы и получены следующие результаты:

1. Показана актуальность проблемы расстановки измерительных комплексов электроэнергии в электрических сетях с позиций достоверизации коммерческой информации, возможности расчёта технических и локализации коммерческих потерь электроэнергии на элементах сети.

2. Отмечается, что существующие нормативные документы по организации учёта электроэнергии не имеют научных основ и численных критериев для решения задачи расстановки измерительных комплексов электроэнергии. В части технического и коммерческого учёта нормативные документы носят рекомендательный характер.

3. Показано, что в современных условиях системы учёта электроэнергии должны обеспечивать возможность расчёта потоков электроэнергии на всех элементах сети, т.е. обеспечивать наблюдаемость режима энергораспределения.

4. Сформулированы необходимое и достаточное условия наблюдаемости энергораспределения по отношению к системам учёта электроэнергия.

5. Показано, что условия наблюдаемости энергораспределения имеют существенное отличие от условий наблюдаемости классической задачи оценивания состояния в связи с различными уравнениями состояния.

6. Сформулирована комплексная задача энергораспределения, в рамках которой возможен совместный расчёт потоков и потерь активной и реактивной электроэнергии, а также средних значений узловых напряжений.

7. Сформулированы алгоритмы оценки наблюдаемости на основе алгебраических и топологических методов анализа энергораспределения.

8. Произведённый анализ показывает, что при проектировании и дооснащении систем учёта электроэнергии необходимо последовательно обеспечить наблюдаемость энергораспределения, отсутствие критических измерений и высокую информационную избыточность по отношению к коммерческим измерениям.

9. Показано, что при создании информационной избыточности средств измерений электроэнергии за счёт математической обработки получаемых данных на основе методов оценивания состояния возможно снижение погрешностей расчётных оценок по сравнению с погрешностями измерений.

Ю.Сформулирована методика дооснащения сети дополнительными измерительными комплексами электроэнергии с учётом положений теории наблюдаемости и с учётом оценки экономической эффективности.

1. Концепция создания автоматизированной системы контроля и учёта энергии в РАО «ЕЭС России» // Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учёту электрической энергии и мощности. М.: ЭНАС, 1999;

2. Положение об организации коммерческого учёта электроэнергии и мощности на оптовом рынке. М.: РАО «ЕЭС России» 2001 г.;

3. Порядок функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности). Постановление Правительства Российской Федерации № 529. М., 31 августа 2006;

4. О Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности). Постановление Правительства Российской Федерации № 793.-М., 12 июля 1996;

5. О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности). Постановление Правительства Российской Федерации № 205. М., 7 апреля 2007;

6. Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Наблюдательный совет НП АТС. -15 июня 2007;

7. Регламент коммерческого учёта электроэнергии и мощности. Приложение № 11 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. 1 июня 2007;

8. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики. Постановление Правительства Российской Федерации № 530. М., 31 августа 2006 г.;

9. Георгиади В.Х. О толковании терминов по учёту электроэнергии / Георгиади В.Х. // ЭнергоРынок. 2006. - № 8.

10. РД 34.09.101-94. Типовая инструкция по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении. М.: ОРГРЭС, 1995;

11. Железко Ю.С.Недоучёт электроэнергии, допустимые небалансы и их отражение в нормативах потерь / Железко Ю.С. // Электрические станции. 2003. -№11.- С. 18-22;

12. Егоров А.О. Энергетическое обследование Тюменских электрических сетей / Егоров А.О., Кюсснер А.В., Паниковская Т.Ю. Плесняев Е.А. // Материалы научно практической конференции «Энергосберегающие техника и технологии». Екатеринбург. 13-14 мая 2003 г;

13. Бахтеев С.Ф. Обобщённые результаты первичных энергетических обследований ряда электросетевых предприятий ОАО «Тюменьэнерго» / БахтеевС.Ф., ПаздеринА.В., ЗайцевВ.А., КузякинП.А., ПанькоВ.В. // Энергетик. 2005. - № 7. - С. 13-15;

14. Паздерин А.В. Проблема моделирования распределения потоков электрической энергии в сети / Паздерин А.В. // Электричество. 2004. -№ 10. -С.2-8;

15. Паздерин А.В. Решение задачи энергораспределения в электрической сети на основе методов оценивания состояния / Паздерин А.В. // Электричество. 2004. - № 12. - С.2-7;

16. Бартоломей П.И. Решение комплексной задачи распределения электроэнергии в энергосистеме / Бартоломей П.И., Егоров А.О., Машалов Е.В., Паздерин А.В. // Электричество. 2007. - № 2 - С.8-13;

17. Гамм А.З. Оценивание состояния в электроэнергетике / Гамм А.З., Герасимов JI.H, Голуб И.И., Гришин Ю.А., Колосок И.Н. М. Наука 1983;

18. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем / Гамм А.З. М.: Наука, 1983. - 302 с;

19. Гамм А.З. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем / Гамм А.З. // Новосибирск: Наука, 1993, - 133 с;

20. Гамм А.З. Обнаружение грубых ошибок телеизмерений в электроэнергетических системах / Гамм А.З., Колосок И.Н. // Новосибирск: Наука. 2000. - 152 с;

21. Аюев Б.И. Расчёты установившихся режимов в задачах оперативного и автоматического управления электроэнергетических систем / Аюев Б.И., Бартоломей П.И. Учебное пособие. Екатеринбург: УГТУ, 1999. - 33 с;

22. Гамм А.З. Наблюдаемость электроэнергетических систем / Гамм А.З., Голуб И.И., Кесельман Д.Я. // Электричество. 1975. - № 9.- С. 1-7;

23. Гамм А.З. Обнаружение недостаточно достоверных данных при оценивании состояния электроэнергетической системы с помощью топологического анализа / Гамм А.З. // Электричество. 1978. - №4. -С. 1-8;

24. Гамм А.З. Нелинейная наблюдаемость электроэнергетических систем / Гамм А.З. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1980. - № 2. С.3-14;

25. Гамм А.З. Расчёт е-наблюдаемых электроэнергетических систем. Методы оптимизации и их приложения / Гамм А.З., Голуб И.И., Ополева Г.Н. // Иркутск: СЭИ СО АН СССР. 1982. - С.161-174;

26. Гамм А.З. Наблюдаемость электроэнергетических систем / Гамм А.З., Голуб И.И. М.: Наука, 1990. - 220 с;

27. Бартоломей П.И. Наблюдаемость распределения потоков электрической энергии в сетях / Бартоломей П.И., Паздерин А.В. // Проблемы энергетики. 2004. - № 9-10;

28. Егоров А.О. Способы повышения достоверности измерительной информации систем учёта электрической энергии / Егоров А.О., Паздерин А.В., Травкин А.А. // Энергетика региона. 2004. - №11. -С.12-14;

29. ОсикаЛ.К. Метрологические проблемы создания измерительных систем для целей коммерческого учёта на оптовом рынке электроэнергии / Осика JI.K. // Промышленная энергетика. 2003. - № 9. - С.2-11;

30. РД 34.11.333-97. Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии. Учёт электрической энергии и мощности на энергообъектах. М.: ВНИИЭ, 1997;

31. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. Москва: Государственная система обеспечения единства измерений. - М.: Госстандарт России. - 16 с;

32. Правила устройства электроустановок. Главгосэнергонадзор России. М., 1998.610 с;

33. Правила учёта электрической энергии. Министерство Юстиции Российской федерации. М.:1996 г. № 1182;

34. РД.34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 1996;

35. Старцев А.П. Об анализе потерь электроэнергии / Старцев А.П. // Электрические станции. 2002. - № 12. - С.7-10;

36. Железко Ю.С. Расчёт нормативных характеристик технических потерь электроэнергии / Железко Ю.С. // Электрические станции. 2002. - № 2. -С.45-51;

37. Железко Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчётов / Железко Ю.С. // Электрические станции. -2001. № 9;

38. МашаловЕ.В. Коммерческие потери электрической энергии и их выявление / Машалов Е.В., Паздерин А.В., Тараненко А.А., Травкин А.А. // Энергетика региона. 1999. - № 11;

39. Железко Ю.С. Потери электроэнергии в электрических сетях, зависящие от погодных условий / Железко Ю.С., Костюшко В.А., Крылов С.В., Никифоров Е.П., Савченко О.В., Тимашова JI.B., Соломоник Е.А. // Электрические станции. 2004. - № 11. - С.42 - 48;

40. Железко Ю.С. Статистические характеристики погрешностей измерительных комплексов и их использование при расчёте недоучёта электроэнергии / Железко Ю.С. // Электрические станции. 2006. - № 2. -С.32-40;

41. Основные задачи формирования баланса реактивной мощности в ЕЭС России/ Протокол заседания бюро НТС ОАО РАО «ЕЭС России» и НТС ОАО «Инженерный центр» // Электрические станции. 2007. - № 3. -С.65-73;

42. Пейзель В.М. Расчёт технических потерь энергии в распределеительных электрических сетях с использованием информации АСКУЭ и АСДУ / Пейзель В.М., Степанов А.С. // Электричество. 2002. - № 3. - С. 10-15;

43. ОсикаЛ.К. Критерии расстановки измерительных комплексов для коммерческого учёта на оптовом рынке электроэнергии / ОсикаЛ.К // Промышленная энергетика. 2003. - № 4. - С.6-20;

44. Железко Ю.С. О нормативных документах в области качества электроэнергии и условий потребления реактивной мощности / Железко Ю.С. // Электрические станции. 2002. - № 6., С. 18-24;

45. Кузнецов А.В. Об оплате потребителями реактивной электрической мощности и энергии / Кузнецов А.В. // Электрические станции. 2003. -№3.-С.12-15;

46. Воротницкий В.Э. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях / Воротницкий В.Э., Калинкина М.А., Комкова Е.В., Пятигор В.И. // Энергосбережение. 2005. - № 3. - С.86-91;

47. Воротницкий В.Э. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях / Воротницкий В.Э., Калинкина М.А., Комкова Е.В., Пятигор В.И. // Энергосбережение. 2005. - № 2. - С.90-94;

48. Салдыркин И.В. Учёт количества электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ / Салдыркин И.В., Толкачёв И.В. // Промышленная энергетика. 2006. - № 10. - С Л 2-14;

49. Лесняк С.Г. Опыт внедрения АСКУЭ потребителей / Лесняк С.Г., Молчан О.Д., Жданов Д.Г., Федотов П.Б. // Электрические станции. -2002. -№5.-С.68-70;

50. Воротницкий В.Э. Расчёт, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях / Воротницкий В.Э., Калинкина М.А. учебно-методическое пособие. М.: ИПК Госслужбы, 2000;

51. Тамазов А.И. Погрешности измерения мощностей и электроэнергии / Тамазов А.И. // Электро. 2002. - № 3. С.9-12;

52. Осика Л.К. Принципы нормирования точности измерений для целей коммерческого учёта на оптовом рынке электроэнергии / ОсикаЛ.К. // Электрические станции. 2003. - № 8. - С.26-31;

53. Раскулов Р.Ф. О превышении мощности вторичной нагрузки для трансформаторов тока класса точности 0,2S и 0,5S / Раскулов Р.Ф. // Электрические станции. 2003. - № 8. - С.59-62;

54. Раскулов Р.Ф. Влияние вторичной нагрузки на погрешности трансформаторов тока / Раскулов Р.Ф. // Электрические станции. 2003. -№ 7. - С.43-45;

55. Броерская Н.А. Об учёте электроэнергии в электрических сетях ПЭС / Броерская Н.А., Штейнбух Г.Л. // Электрические станции. 2003. - № 4. -С.66-68;

56. Заугольников В.Ф. Погрешности в учёте электроэнергии при работе измерительных трансформаторов на малых токах / Заугольников В.Ф. // Энергетик. 2005. - № 5. - С.29-31;

57. ОсикаЛ.К. Принципы нормирования погрешности измерений для целей коммерческого учёта электроэнергии на оптовом рынке / ОсикаЛ.К. // Электричество. 2004. № 4. - С. 13-20;

58. Артемьев А.В. Расчёт, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях / Артемьев А.В. Железко Ю.С., Савченко О.В. М.: ЭНАС, 2002;

59. Информационные материалы международного научно-технического семинара «Нормирование, анализ и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях 2002». Москва. 18-22 ноября 2002 г;

60. Информационно-методические материалы международного научно-технического семинара «Современные методы и средства расчёта, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях". Москва. 20-24 ноября 2000 г.

61. Методика расчёта нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях. Приказ Минпромэнерго России. М.: 03 февраля 2005;

62. РД. 153-34.3-09.166-00. Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-Энерго. М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 2000;

63. РД. 153-34.0-09.162-00. Положение по проведению энергетических обследований организаций РАО «ЕЭС России». М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 2000;

64. Паздерин А.В. Способы повышения достоверности измерительной информации систем учёта электрической энергии // Изв.вузов. Проблемы энергетики. 2004. - № 11-12. С.79-87;

65. Паздерин А.В. Повышение достоверности показаний счётчиков электроэнергии расчётным способом / Паздерин А.В. // Электричество. -1997. № 12. -С.23-29;

66. Каргапольцев В.П. О поверке приборов учёта энергоресурсов / Каргапольцев В.П. // Промышленная энергетика. 2004. - № 10.-С.33-35;

67. Грабовсков С.Н. Диагностика измерительных трансформаторов тока / Грабовсков С.Н. // Электрические станции. 2002. - № 2. - С.58-60;

68. SchweppeF.C. Power system static state estimation. Part 1: exact model / Schweppe F.C., Wildes J. // IEEE Trans. PAS. 1970. № 1. - P.120-125;

69. Швепп Ф. Статистическая оценка режима электроэнергетических систем / Швепп Ф., Хандшин Э. // ТИИЭР. 1974. Т62, № 7. - С.134-147;

70. Гамм А.З. Робастные методы оценивания состояния электроэнергетических систем и их реализации с помощью генетических алгоритмов / Гамм А.З., Колосок И.Н., Заика Р.А. // Электричество. -2005. -№ 10.-С.2-8;

71. Андреев Ф.И. Теоретические основы электротехники / Андреев Ф.И. -Учебное пособие. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. - 347 с;

72. Кирпикова И.Л. Математические задачи энергетики / Кирпикова И.Л., Обоскалов В.П. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2006. - 167 с;

73. Осика Л.К. Коммерческий и технический учёт электрической энергии на оптовом и розничном рынках / Осика Л.К. СПб: - Политехника, 2005. -360 с;

74. Жуков С.А. Этапы создания автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) / Жуков С.А. // Промышленная энергетика. 2005. - № 2. -С. 10-12;

75. Беляев Н.М. Автоматизированная система коммерческого учёта и финансовых расчётов с потребителями розничного рынка электроэнергии / Беляев Н.М., Давыдов А.Р., Дьячков А.И. // Промышленная энергетика. -2005. -№ 1.-С.2-6;

76. Осика JI.K. О проблемах создания общероссийской системы коммерческого учёта электроэнергии / Осика JI.K. // Энергетик. 2007. -№4. - С. 18-20;

77. Осика JI.K. Требования к коммерческому учёту на электрических станциях субъектах оптового рынка электроэнергии / Осика JI.K. // Электрические станции. - 2005. - № 3. - С.27-36;

78. Распутин А.С. АСКУЭ для оптового рынка электрической энергии / Распутин А.С., Тюков С.М., Крупин А.В. // Энергетика региона. 2002. -№6.-С.14-15;

79. Жучков А.С. Рынок электроэнергии и АИИС КУЭ. Проблемы и решения / Жучков А.С. // Энергетика региона. 2005. - № 10. - С.23-24;

80. Гамм А.З. Эскизы моделей рыночных механизмов в электроэнергетике / Гамм А.З., Васильев М.Ю. Иркутск: - ИСЭМ СО РАН, 1999 г. - 50 с.

81. Сивухин Д.В. Общий курс физики. Том III. Электричество / Сивухин Д.В. Учебное пособие для вузов в 5 томах. М.: ФИЗМАТЛИТ; МФТИ, 2002. -656 с;

82. Георгиади В.Х. Особенности внедрения АСУЭ на ТЭЦ-23 Мосэнерго / Георгиади В.Х., Карпов К.М., Рогов С.В. // Электрические станции. -2002. № 7. - С.55-61;

83. Осика Л.К. Современные требования к измерительным приборам для целей коммерческого учёта электроэнергии / Осика Л.К. // Электричество. 2005. - № 3. - С.2-9;

84. Паздерин А.В. Расчёт технических потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения / Паздерин А.В. // Электрические станции. 2004. - № 12. - С.44-49;

85. Ананичева С.С. Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей / Ананичева С.С, Мызин A.J1. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2-е изд., 1998. - 64с;

86. Паздерин А.В. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе задачи энергораспределения / Паздерин А.В // Промышленная энергетика. 2004. - № 9. - С. 17-21;

87. Кокин С.Е. Алгоритмизация задач энергетических объектов. Схемы, графы, алгоритмы / Кокин С.Е. Екатеринбург: - УГТУ-УПИ, 2003. -45 с;

88. ИЗ. Арзамасцев Д.А. АСУ и оптимизация режимов энергосистем / Арзамасцев Д.А., Бартоломей П.И., Холян A.M. // М.: Высшая школа, -1983;

89. ОсикаЛ.К. Определение погрешности группы измерительных каналов при измерении электроэнергии для целей коммерческого учёта / Осика Л.К. // Электрические станции. 2004. - № 3. - С.54-57;

90. Броерская Н.А. О проведении энергетического обследования ПЭС / Броерская Н.А., Мезенцева Г.Б., Штейнбух Г.Л. // Электрические станции. 2003. - № 4. - С.68-70;

91. Димов Ю.В. Метрология, стандартизация и сертификация / Димов Ю.В. // Учебник для ВУЗов. СПб. - 2004;

92. ПаздеринА.В. Идентификация метрологических характеристик измерения электроэнергии расчётным методом / Паздерин А.В. // Вестник УГТУ-УПИ. Екатеринбург. 2004. - № 12. - С.439-444;

93. Загорский Я.Т. Совершенствование систем и средств метрологического обеспечения измерений и учёта электроэнергии при её производстве передаче, распределении и потреблении / Загорский Я.Т., Комкова Е.В. // Электрические станции. 2004. - № 8. - С.46-50;

94. Загорский Я.Т. Границы погрешностей измерений при расчётном и техническом учёте электроэнергии / Загорский Я.Т., Комкова Е.В. // Электричество. 2001. - № 8;

95. Железко Ю.С. Оценка потерь электроэнергии, обусловленных инструментальными погрешностями измерения / Железко Ю.С // Электрические станции. 2001. - № 8;

96. Железко Ю.С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций / Железко Ю.С. // Электрические станции. 2005. - № 7. -С.40-49;

97. КугаенкоЕ.П. Опыт работы ОАО «Мосэнерго» по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях / Кугаенко Е.П., Кузьмин В.В., Мешман Ю.Г., Синютин П.А. // Энергосбережение. 2002. - № 5. - С.52;

98. РайнинВ.Е. Технические средства учёта электроэнергии в быту / Райнин В.Е., Эннс В.И // Энергосбережение. 2003. - № 1. - С.68-69;

99. Лопатин А.Н. Защита от хищений электроэнергии / Лопатин А.Н., Жданова Е.С. // Энергосбережение. 2004. - № 6. - С.48;

100. Акимов Е.Г. Индукционные и электронные счётчики что лучше? / Акимов Е.Г., Шулешко А.И. // Энергосбережение. - 2005. - № 5. - С.32-34;

101. Алексеев А.А. Сравнительные испытания счётчиков электрической энергии / Алексеев А.А., Суворов А.А., Шелюг С.Н., Молчан О.Д., Исаков С.Г. // Электрические станции. 2002. - № 5. - С.71-73;

102. Дубинский Д.Е. Приборы и системы учёта для конкурентного оптового и розничного рынка электроэнергии / Дубинский Д.Е., Хансубаров А.К. // Энергетика региона. 2002. - № 1. - С.35-37;

103. ТубинисВ.В. Как правильно выбрать электронный счётчик при тендерных закупках приборов учёта электроэнергии / ТубинисВ.В. // Энергетик. 2005. - № 10. - С.9-14;

104. Сайт Инжиниринговой Компании «Кварц» http://www.ec-quartz.ru

105. Сайт ОАО «Свердловэнерго» http://www.pssr.ru;

106. Сайт ОАО «Тюменьэнерго» http://www.te.ru;

107. Сайт ОАО «Мосэнерго» http://www.mosenergo.ru;

108. Сайт ОАО «Пермьэнерго» http://www.permenergo.ru;

109. Сайт Свердловского завода трансформаторов тока http://www.cztt.ru;

110. Рисунок П. 1. Экспериментальное электросетевое предприятие1. Рязанская1. Ж Ж1. Высотнаяwn W101. Владимирская ~1. : , ^'-зз ^1. Ж' Г -1. Ж? 311. Wj29 30иг.1. Некрасовская1. ИГ,1. Ж123 @3241. Hjf,D1. Ж ©1. ЙГз41. Ж "111. Первомайская q-©