автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Развитие методов расчета и анализа потерь электроэнергии в сетях распределительных сетевых компаний

На правах рукописи

ПЕЙЗЕЛЬ Видена Марковна

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ РАСЧЕТА И АНАЛИЗА ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ

КОМПАНИЙ

Специальность 05.14.02-Электростанции и электроэнергетические системы

АВТОРЕФЕРАТ ии347Э74Б

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь - 2009

003479745

Работа выполнена на кафедре автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет».

Научный руководитель: доктор технических наук, доцент

Кононов Юрий Григорьевич

Официальные оппоненты: Доктор технических наук, профессор Паздерин Андрей Владимирович

Доктор технических наук, профессор Надтока Иван Иванович

Ведущая организация - ОАО «НТЦ электроэнергетики» (г. Москва)

19

Защита состоится 6 ноября 2009 г. в « часов в ауд. Г-506 главного корпуса на заседании диссертационного совета Д212.245.06 в ГОУ ВПО «СевероКавказский государственный технический университет».

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печатью, просим направлять по адресу: 355028, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2, ГОУ ВПО «СевероКавказский государственный технический университет», Ученому секретарю диссовета Д212.245.06, тел./факс: (865-2)-95-68-08, E-mail: info@ncstu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан 6 октября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, канд. физ.-мат. наук, доцент

Лисицын С. В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Потери электроэнергии (Г1Э) в электрических сетях России в 2006 г. составили 107,6 млрд. кВт.ч или 11,80% от отпуска электроэнергии в сеть. Это в 1,5-2,5 раза выше, чем в сетях промышленио развитых странах. При этом по отдельным распределительным сетевым компаниям (РСК) в 2006 году относительные фактические потери составили 3035%, в некоторых коммунальных электрических сетях — 40-50% и отдельных линиях 0,38-10 кВ - 60-80% от отпуска электроэнергии в сеть. Поэтому снижение ПЭ в электрических сетях - важнейшая задача повышения эффективности отечественной электроэнергетики.

Актуальной задачей в этих условиях становится формирование системы постоянного мониторинга уровня и структуры ПЭ в электрических сетях всех напряжений.

Исследованию и разработке методов расчета и анализа ПЭ, алгоритмов и программных комплексов для решения этих задач посвящены работы многих организаций (Филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» - ВНИИЭ, БГПА (БПИ), МГАУ (МИИСП), МЭИ (ТУ), УГТУ (УПИ), СевКавГТУ, ЮРГТУ-НПИ и др.) и известных авторов (Берлина A.C., Воротницкого В.Э., Железко Ю.С, Идельчика В.И., Казанцева В.Н., Левина М.С., Лещинской Т.Б., Маркушевича Н.С., Паздерина A.B., Пекелиса В.Г., Поспелова Г.Е. и др.).

В настоящее время в связи с разделением АО-энерго на сбытовые и сетевые компании проблема достоверного определения технических ПЭ, локализации коммерческих потерь и их тщательного структурного анализа становится весьма актуальной. Особую актуальность проблема ПЭ приобретает для созданных в ходе реформирования электроэнергетики распределительных сетевых компаний.

Взаимодействие сетевых и сбытовых компаний на информационном уровне необходимо и вполне возможно на основе использования современных информационных технологий, а именно: информационных возможностей оперативно-информационных управляющих комплексов (ОИУК) автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).

Таким образом, внедрение современных информационных технологий позволяет получать дополнительную информацию о схемах и режим

\

электрических сетей, использование которой при анализе ПЭ требует дополнительных исследований с целью разработки эффективных методов расчета и анализа.

Все вышеизложенное определяет актуальность совершенствования и разработки новых методов расчета и анализа ПЭ.

Объект исследований - электрические сети 0,38-110 кВ РСК. Предмет исследований - потери электроэнергии в этих сетях.

Целью настоящей работы является совершенствование методов расчета, анализа и локализации ПЭ в сетях РСК с учетом появления новых информационных возможностей, предоставляемых ОИУК и АИИС КУЭ, для достижения дополнительного эффекта в снижении ПЭ.

При этом поставлены и решены следующие частные научные задачи:

• анализ современного состояния систем автоматизации сбора и обработки информации о режимах и потоках энергии, ПЭ в электрических сетях РСК;

• совершенствование и разработка алгоритмов расчета ПЭ в сетях 0,38-110 кВ РСК на основе информации ОИУК и АИИС КУЭ;

• разработка методов анализа структуры ПЭ и их локализации в сетях РСК;

• разработка функциональной схемы системы мониторинга уровня и структуры ПЭ в электрических сетях РСК и программная реализация ее компонент.

Для решения сформулированных задач использованы методы теоретической электротехники, математического имитационного моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, теории наблюдаемости и оценивания состояния.

Научная новизна результатов работы заключается в развитии теоретических положений и программных средств расчета и анализа ПЭ в электрических сетях 0,38-110 кВ в современны?: условиях реформирования электроэнергетики и роста информационных возможностей в решении этих задач. Основные научные результаты состоят в следующем:

1. Усовершенствована и методами имитационного моделирования экспериментально проверена методика расчета технических ПЭ в линиях 35110 кВ по данным ОИУК и АИИС КУЭ;

2. Разработан алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа «в энергиях», позволяющий использовать информационные возможности систем АСДУ и АИИС КУЭ;

3. Уточнена классификация ПЭ, охватывающая все известные на настоящее время составляющие потерь, адекватно отражающая их физическую природу;

4. Разработан метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,38-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,38 кВ и уточнить расчет технических ПЭ в них;

5. Разработана функциональная схема, предложены и реализованы программные решения по созданию системы мониторинга ПЭ в сетях РСК.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Выполненные исследования и разработки внедрены в производственный процесс филиала «Амурэнергосбыт» ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и приняты к внедрению в комплекс программ для решения режимно-технологических задач в электрических сетях ПегеРС, разрабатываемый сотрудниками кафедры автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет».

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Уточненные формулы расчета технических ПЭ в линиях 35-110 кВ по данным ОУИК и АИИС КУЭ;

2. Алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа «в энергиях» с использованием информации ОУИК и АИИС КУЭ;

3. Уточненная классификация составляющих ПЭ в электрических сетях РСК, адекватно отражающая их физическую природу;

4. Метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,38-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,38 кВ и уточнить расчет технических потерь в них;

5. Функциональная схема и программные решения системы мониторинга потерь энергии в сетях РСК.

Апробация работы. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока» (Благовещенск, 1995 г.), на I и II Всероссийских научно-технических конференциях «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (г. Благовещенск, 1998, 2000 г.г.), на VI научно-техническом семинаре-выставке «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в

электрических сетях - 2008» (Москва, 2008 г.), на XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 2008 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, в том числе 3 в ведущих рецензируемых научных журналах.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем работы составляет 174 страницы, иллюстрирован 21 рисунком, содержит 5 таблиц. Список литературы включает 135 наименований.

Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» мероприятие 1.1 лот 16 «Проведение научных исследований коллективами научно-образовательных центров в области создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии» (госконтракт № 02.740.11.0069).

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении показаны состояние и актуальность проблемы расчета и анализа ПЭ в сетях РСК, степень ее разработанности. Сформулированы цель и задачи исследования, обозначены принципиальные положения, лежащие в основе решения поставленных задач, дана структура диссертации, отражены научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе выполнен анализ работ отечественных и зарубежных авторов в области расчетов ПЭ, технического и программного обеспечения сетей 0,38-110 кВ и показано следующее:

• Современная классификация составляющих ПЭ, намного более проработанная и детальная по сравнению с применявшейся в прошлом веке, все же не лишена недостатков и требует дальнейшего уточнения и доработки.

• Все более актуальными становятся вопросы использования информации ОУИК и АИИС КУЭ в математических моделях и методах, применяемых для расчетов ПЭ с целью повышения их точности.

• Основными тенденциями применения современных информационных технологий, в том числе и при расчете, анализе и нормировании потерь энергии в сетях, являются объединение в едином комплексе нескольких

расчетных модулей, работающих с единой базой данных, интегрированной с геоинформационными системами (ГИС), ОИУК, АИИС КУЭ и другими подсистемами АСУ.

Во второй главе работы предложен подход к расчету технических ПЭ в сетях 35-110 кВ и 6-10 кВ на основе разработанной в УГТУ-УПИ теории энергораспределения, т.е. непосредственный расчет потоков энергии по ветвям схемы замещения с использованием информации о потоках энергии (счетчиков энергии, в том числе и АИИС КУЭ) и вероятностных характеристиках режимных параметров (по данным ОИУК).

Расчет технических ПЭ в сетях 35-110 кВ выполняется в ходе решения задачи энергораспределения. Предлагается при расчете потоков энергии в ветвях схемы замещения, характеризующихся сопротивлениями Щ + ¿Х^ и емкостной проводимостью Ви, нагрузочные ПЭ в линиях определять по выражению

АЖка„ + ;МГ„ри = + + Г'«,

. 0)

+ в„г • м ги, [>м + 0,25В,7 ■ м 2и, (1 + у1, )]} а потери в проводимостях узлов С7,- + /В, - по формуле

д 1г„а1 + уд \¥пр, = (с, + ]В, )■ т • м (1 + гЬ,). (2)

где Шру и \Vqij - потоки энергии в начале ветви г-у; Ы11, и ут - математическое ожидание и коэффициент вариации напряжения в узле /; ап, - средние квадратические отклонения потоков мощности; грщ, гдцу - коэффициенты корреляции потоков мощности и напряжения; Т — продолжительность расчетного периода.

Выражение (1) получено для случая, когда в расчете используются показания приборов, фиксирующих поступление энергии в линию. Если приборы фиксируют отпуск энергии из линии, то в третьей строке формулы знаки «плюс» должны быть заменены на «минус».

Математическое ожидание МС7/ и дисперсию Ы1, напряжения узлов, в которых отсутствуют телеизмерения, предлагается определять через телеизмеряемые параметры узла начала ветви по формулам

дШР I \8UdQ I

й и

+ 1-^-1 КРв дРдд)т а

1

+ 4

(4)

дер д2<р

^в) \а<2

где функция

и-

и

У

и

и

(5)

учитывает наличие емкостной проводимости В в линиях электропередач; ГШ.БР, П<2 - дисперсии напряжения, активной и реактивной мощностей; ц4~ третий и четвертый центральные моменты напряжения, активной и реактивной мощности; Кп;, Ке(;, Крд - корреляционные моменты соответствующих величин. Все перечисленные вероятностные характеристики можно найти по данным архива телеизмерений.

Приведенные уточненные выражения (1)-(4) внесены в методику расчета энергораспределения с целью более точного расчета составляющих ПЭ.

В работе произведен анализ погрешностей определения составляющих технических ПЭ по выражениям (1) и (2) и упрощенным выражениям, не учитывающим наличие емкостной проводимости в схеме замещения линии. С этой целью была разработана математическая имитационная модель в среде МаЛса& Расчет эталонных значений ПЭ и других режимных параметров линий электропередач выполнялся в модели с использованием уравнений длинной линии.

Определялись методические погрешности приближенных выражений. В качестве погрешностей определения нагрузочных ПЭ, в частности, были исследованы следующие: 5(|) - погрешность выражения, включающего только первую строку формулы (1); 5(2) - погрешность выражения, состоящего из двух первых строк формулы (1); 8(3) - погрешность полной формулы (1).

Расчеты выполнялись для линий электропередач напряжением 10-220 кВ для всего набора марок проводов и диапазона длин линий и передаваемых мощностей, применяемых на линиях этого класса напряжения т.е. был охвачен весь спектр возможных технических и режимных параметров этих ЛЭП.

На рис. 1 в качестве примера приведен график изменения погрешностей 6(1), 8(2) и 8(3) в зависимости от средней передаваемой мощности для кабельной линии

Анализ погрешностей упрощенного определения потерь в проводимостях (без учета коэффициента вариации в формуле (2)) показал, что такое упрощение не вносит существенной погрешности в расчет, которая не превышала 0,3 %.

5' °/о Р|ср, МВ1

-20'

Рисунок 1 — Погрешности расчета нагрузочных ПЭ для кабельной линии 10 кВ

длиной 5 км

Полученные результаты приводят к следующим выводам: • При выполнении расчетов ПЭ и энергораспределения по данным систем учета электроэнергии, установленных на ЛЭП, следует учитывать наличие емкостной

10 кВ.

проводимости линии для ЛЭП-35 кВ и выше, а также для кабельных линий 10 кВ большой протяженности. • Использование при расчетах энергораспределения упрощенных формул приводит к искажению величины технических потерь энергии в ЛЭП, а следовательно к менее точному определению коммерческой составляющей ПЭ. Это, в свою очередь, может привести к принятию неверных решений как в плане выявления неадекватно работающих систем учета электроэнергии и локализации коммерческих потерь, так и разработке мер по их снижению.

В работе предложены новый подход и алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ, позволяющие корректно использовать вновь появившуюся информацию АИИС КУЭ и ОИУК в рамках существующих проверенных подходов, в частности метода средних нагрузок. В терминах теории оценивания состояния и задачи энергораспределения идея предлагаемого подхода состоит в оценивании потоков энергии в ветвях распределительной линии (РЛ) с учетом ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости.

В качестве критерия окончания итерационного процесса расчета использована известная в теории расчетов установившихся режимов электрических сетей формула сравнения значений искомых параметров на двух смежных итерациях. Применительно к задаче определения Г1Э этими параметрами являются нагрузочные и условно-постоянные потери Д(Г„а и Д1Г :

где е - наперед заданная точность расчета составляющих технических ПЭ в РЛ; /' -номер текущей итерации расчета.

Уравнения баланса энергии в РЛ могут быть записаны в виде

где Кца Кир - число узлов нагрузки (УН), в которых выполняется измерение активной и/или реактивной энергии, в том числе с помощью средств АИИС КУЭ;

(6)

IVУ' и \Ур6 - небалансы активной и реактивной энергии, обусловленные наличием узлов нагрузки, в которых не выполняется измерение энергии.

Значения энергий небалансов должны быть распределены между УН, не оснащенными приборами учета, пропорционально каким-либо известным показателям са, и сР!. Однако значения небалансов И™6 и 1Урб не могут быть точно определены по формулам (7) пока не известны значения нагрузочных и условно-постоянных активных и реактивных ПЭ, т.е. необходима итерационная процедура балансировки составляющих энергий в РЛ.

Таким образом, задача расчета технических ПЭ в РЛ 6-10 кВ может быть сформулирована следующим образом: необходимо путем итерационной процедуры балансировки энергий согласно выражениям (7) добиться выполнения условий (6). При этом следует иметь в виду, что на настоящий момент наиболее достоверной информацией являются данные об энергиях на ГУ линии IVГа и IVГр.

Кроме значений энергопотреблений в УН, не оснащенных средствами учета электроэнергии, неизвестными в данной задаче являются также значения вероятностных характеристик напряжений в узлах схемы замещения РЛ (кроме ЦП), необходимые для адекватного определения составляющих технических ПЭ.

В связи с этим в качестве метода расчета предложена итерационная процедура «в два этапа», аналогичная той, что используется при расчете установившегося режима магистральной сети, дополненная процедурой распределения небалансов между узлами нагрузки.

Поскольку, как отмечалось выше, наиболее достоверной информацией являются данные об энергиях на ГУ линии \¥Га и IVГр, в предлагаемом методе

расчета ПЭ определение потоков энергии по ветвям схемы на первом этапе итерационной процедуры предлагается выполнять в относительных единицах, приняв за базис энергии на головном участке.

Таким образом, разработанный математический аппарат и предложенный метод расчета позволили составить следующий алгоритм итерационной процедуры «в два этапа»:

I. Предварительный этап. 1. По имеющейся информации на ГУ линии и ЦП определяются: - Характеристики напряжения центра питания М [/цП и Ы1цп\

- Характеристики графиков мощности на ГУ линии ЪРГ и Т>()г МР2 и к2 к2

Все перечисленные параметры определяются либо по данным ОИУК, либо по приближенным выражениям.

2. Для узлов нагрузки с известным энергопотреблением {Кца, Кир) определяются доли их энергий в энергии ГУ с!^ , с1р, и дисперсии мощностей ЬPj и Г>QJ.

3. Для узлов нагрузки, не оснащенных средствами учета, определяются коэффициенты распределения небалансов энергии сч и

4. В качестве исходного приближения:

- задаются характеристики напряжения во всех узлах схемы замещения линии

М£/<0) = Мицп/кТ1, Оиу> = 1>ицп/ку (кт/ - коэффициент трансформации между ЦП и узлом/);

- принимаются = О, = О, = О, = 0, и^1 = М 1!цп.

II. Первый этап - движение от УН к ЦП.

5. Для элементов с проводимостями по характеристикам напряжения узлов определяются потребленные энергии (потери энергии) и И^, доли этих энергий в энергии ГУ а'ф и дисперсии мощностей 'DPj и О0/ . Также определяются суммарные условно-постоянные потери Ди на текущей /-ой итерации.

6. По уравнениям баланса (7) вычисляются небалансы активной и реактивной энергий 1Ганб, Ш'у .

7. Для УН с неизвестным энергопотреблением но коэффициентам распределения небалансов энергии са/ и сР] определяются энергии в узлах \¥а! и \УР], доли этих энергий в энергии ГУ (1П и дисперсии мощностей С/; и

щ

8. Для ветвей схемы замещения в направлении от УН к ЦП определяются суммы долей энергии УН и узлов с проводимостями, получающих питание по ветви А,, и Ору Также определяются величины, характеризующие распределение нагрузочных ПЭ в линии между ветвями схемы замещения На и Нр,.

9. Рассчитываются эквивалентные сопротивления фидера Лза, Язр и Х.р, а

затем - значения активных и реактивных нагрузочных ПЭ на

текущей У-ой итерации.

10. Осуществляется проверка критерия окончания итерационного процесса расчета. Если выполняются оба условия (6), то расчет считается законченным. Иначе осуществляется переход к пункту 11.

III. Второй этап - движение от ЦП к УН

11. Уточняются математические ожидания МЦ и дисперсии DUj напряжений всех узлов схемы фидера по формулам (3) и (4), начиная с ближайших к ЦП узлов.

Далее расчет повторяется, начиная с пункта 5. Причем, в качестве новых приближений характеристик напряжений в узлах используются их значения, полученные на предыдущей итерации. Блок-схема описанного алгоритма представлена на рис. 2.

Несмотря на кажущуюся сложность алгоритма, он легко реализуется на ЭВМ и обеспечивает сходимость итерационного процесса не хуже, чем метод расчета «в два этапа».

В третьей главе представлена структура фактических ПЭ (рис. 3), разработанная с учетом научных публикаций ряда известных авторов, нормативных документов Минэнерго РФ и личного опыта работы автора.

Предлагаемая структура лишена недостатков, которые присущи ранее принятым структурам, таких, например, как противоречие физической сущности составляющих ПЭ их месту в структуре. Кроме того, представленная структура охватывает все ныне принятые определения и понятия в области потерь электроэнергии.

В третьей главе работы также рассмотрена проблема наблюдаемости энергораспределения и локализации коммерческих потерь в сетях 0,38-10 кВ. Традиционное трактование понятия наблюдаемости электроэнергетической системы определяет его как одно из информационных свойств, заключающееся в возможности системы предоставить необходимую для управления информацию о текущем ее состоянии.

Большое количество узлов и слабая их связность в распределительной сети .(PC), с одной стороны, делает практически неосуществимой обеспечение наблюдаемости и оценивание состояния в традиционном понимании. Чтобы PC, содержащая N узлов, стала наблюдаемой, необходима система сбора данных, позволяющая, например, получать по каналам телеизмерений

информацию об// - 1 токе и одном узловом напряжении, что в современных условиях нереально ввиду большого объема этих сетей. Поэтому большинство распределительных сетей 6-10 кВ в настоящее время являются ненаблюдаемыми.

( начало"*)

I Расчет

параметров режима ЦП и ГУ

1

[Расчет((„ ар1 I

ЩОО, М

Расчет св <д

приближений

п:

|'.= с

I Расчет условно-I постоянных ПЗ

Г

I

Расчет небалансов энергий

Дмуё Кн расчет

г8 ■

1 зтап-движение от УН к ЦП и расчет Д» Н* НР!

Расчет эквивалентных сопротивлений и нагрузочных ПЭ_

11

П эгап-движение от ЦП к УН и расчет МЦ.ОЦдл« узлов

( КОНЕЦ )

Рисунок 2

- Блок-схема алгоритма расчета ПЭ в линии 6-10 кВ

С другой стороны, древовидная структура РС с заранее известными направлениями потоков энергии позволяет с большой долей вероятности оценивать энергораспределение по данным устройств сбора информации, установленных на ГУ линий и у наиболее удаленных и мощных потребителей. В ряде работ, выполненных с участием автора, было предложено ввести понятие вероятностной (доверительной) наблюдаемости, означающее возможность системы предоставлять информацию о текущем состоянии в форме доверительных интервалов режимных параметров, соответствующих некоторой вероятности.

Исходя из такого подхода, можно оценить предельные значения, т.е. зону неопределенности энергопотребления \¥а) некоторой /-ой трансформаторной подстанции (ТП) 6-10/0,4 кВ следующими равенствами:

[ 5ном \-Т-сов(р 1 ^ = (8)

(9)

Кшш=Кгу- Ь^о,, (Ю)

ш м

к-м-1 м _

Здесь 5Н0М/ — номинальная мощность трансформатора /-ой ТП; со$ф — коэффициент мощности, который может быть принят одинаковым для всей линии; /ддоц, -длительно допустимые токи линий 0,38 кВ «„„/, отходящих от /-ой ТП 6-10/0,4 кВ; )Когп/ - количество электроэнергии, зафиксированное потребительскими учетами, установленными в сети низкого напряжения 0,38 кВ, питающейся от /-ой ТП; А(¥тн/ - технические ПЭ в сети 0,38 кВ от /-ой ТП; ¡УаГУ - поступление энергии, зафиксированное учетом на ГУ линии; Д 1¥тн — технические ПЭ в линии 6-10 кВ; IVа1 - энергопотребления на некоторых М ТП, на которых установлены

системы учета электроэнергии на вводах 0,38 кВ (в том числе и АИИС КУЭ); К -общее число ТП на линии.

В идеальном случае уравнение (9) соответствует балансу энергии в сети 0,38 кВ, питающейся от /-ой ТП. Однако в силу наличия коммерческих ПЭ в этой сети, Ияотп/ описывает лишь нижний предел энергопотребления по /-ой ТП, зафиксированный в качестве полезного отпуска.

Физически ширина зоны неопределенности энергопотребления представляет собой максимальное значение коммерческих ПЭ А }УК1тах, которые могут возникнуть в сети 0,38 кВ /-ой ТП, не оснащенной системой учета электроэнергии. Таким образом, значение Л 1УК1тах может быть определено как

^аПтах'^аИтт IV IV

" а12тах~" ЫШп }^а12тах ~^а12тп\

(12)

Рассмотренный метод вероятностной оценки энергораспределения в распределительных сетях 0,38-10 кВ может быть полезен при решении проблемы локализации коммерческих ПЭ, а также при решении вопросов установки средств учета электроэнергии на ТП 6-10/0,4 кВ, т.е. повышении наблюдаемости энергораспределения в этих сетях. Его использование позволяет количественно оценить наблюдаемость энергораспределения и степень ее изменения по мере насыщения сети системами учета электроэнергии, а также локализовать очаги коммерческих потерь энергии, повысить точность расчета технических ПЭ в сетях 0,38 кВ, что, в свою очередь, позволит разрабатывать более эффективные мероприятия по снижению потерь.

В четвертой главе предложены подходы к созданию автоматизированной системы мониторинга уровня и структуры потерь энергии (АСМУСПЭ) в электрических сетях РСК.

Для осуществления мониторинга уровня ПЭ необходим мониторинг значений отпущенной и потребленной энергий ¡Уо и \Уп, а для организации мониторинга структуры потерь - еще и мониторинг параметров режима электрической сети, определяющих значение технических ПЭ А1¥т-

В качестве инструментальной базы обеспечения мониторинга ПЭ могут выступать функционирующие и интенсивно внедряемые в настоящее время на энергетических предприятиях - в РСК и энергосбытовых компаниях - ОУИК и АИИС КУЭ. Обе эти системы, обладая развитым парком технических средств, в состоянии обеспечить предоставление необходимых данных для расчета фактических ПЭ и их составляющих за короткие интервалы времени, т.е. являются необходимой основой создания систем мониторинга потерь. Необходимым условием создания таких систем является разработка программных средств,

обеспечивающих интеграцию информации ОУИК и АИИС КУЭ и выполнение расчетов фактических ПЭ и их составляющих - технических и коммерческих потерь - для отдельных фрагментов электрических сетей. Наиболее перспективными для такой интеграции в настоящее время являются технология «клиент-сервер» и Intranet/Internet технологии.

На рис. 4 представлена возможная схема технического обеспечения системы мониторинга ПЭ, а на рис. 5 - укрупненная схема потоков информации между системами, задействованными в решении задачи мониторинга потерь электроэнергии.

Рисунок 4 - Схема технического обеспечения АСМУСПЭ

Как показано на рис. 5, АСМУСПЭ должна содержать выходной программный блок, позволяющий формировать отчетные и аналитические формы по балансам электроэнергии по любым фрагментам электрических сетей. Это позволит исключить дублирование отчетных документов и возникающие при этом ошибки, а также наглядно представлять картину распределения потерь по сетям. Такой программный блок на базе Microsoft Excel был реализован в ФАО «Амурэнергосбыт» ОАО «Амурэнерго» под руководством автора.

АИИС КУЭ

3»

&

■С

ОИУК АСДУ

| Программный комплекс расчетов ПЭ

■V" 1

Отчетные и аналитические формы по балансам

1 БД Энергосбыта

1

Н

Г4 1 " 1 I

| ! 1 1 ! !

I •

Рисунок 5 - Схема потоков информации в АСМУСПЭ

Заключение

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы:

1. На основе анализа современного положения в электроэнергетике показано, что насущной становится необходимость проработки математического аппарата, моделей и методов корректного использования информации АСДУ и АИИС КУЭ, создания новых и адаптации существующих алгоритмов и программного обеспечения, для чего необходимо создание методов расчета и анализа потерь энергии, позволяющих использовать информационные возможности АСДУ и АИИС КУЭ.

2. Показано, что основными тенденциями применения современных информационных технологий, в том числе и при расчете, анализе и снижении потерь энергии в сетях, являются: объединение в едином комплексе нескольких расчетных модулей, работающих с единой БД, интегрированной с ГИС, ОИУК, системами АСКУЭ и другими подсистемами АСУ. Наибольшими возможностями с точки зрения набора

решаемых в области анализа и снижения потерь энергии в сетях РСК и использования современных компьютерных технологий обладают комплексы программ РТП-3 и ЯегеРС.

3. Получены расчетные выражения для уточненного расчета нагрузочных потерь энергии в ЛЭП, математического ожидания напряжения в узлах сети и потоков реактивной энергии, использование которых возможно в случае совместной обработки информации АИИС КУЭ и ОИУК.

4. Методами имитационного моделирования доказано, что при выполнении расчетов потерь энергии и энергораспределения активной энергии по данным приборов учета электроэнергии, установленных на концах ЛЭП, следует учитывать наличие емкостной проводимости линии для ЛЭП-35 кВ и выше, а также для кабельных линий 10 кВ большой протяженности.

5. Уточнена методика расчета технических ПЭ в сетях 35-110 кВ РСК, базирующаяся на положениях теории оценивания состояния, модифицированных применительно к решению задачи расчета энергораспределения.

6. Разработан алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа «в энергиях», позволяющий использовать информационные возможности систем АСДУ и АИИС КУЭ и повысить точность расчета по мере насыщения сети средствами измерений.

7. Предложена классификация ПЭ, охватывающая все известные на настоящее время составляющие потерь и не противоречащая их физической природе.

8. Разработан метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,38-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,38 кВ и уточнить расчет технических потерь в них, что, в свою очередь, позволит разрабатывать более эффективные мероприятия по снижению потерь.

9. Разработаны функциональная схема и требования, которым должна удовлетворять АСМУСПЭ в плане организации информационного обмена, организации баз данных и их взаимосвязи на уровне РСК - энергосбытовая компания.

10.Разработан комплекс ПОТЕРИ-офис, являющийся подсистемой АСМУСПЭ и обеспечивающий получение аналитических и отчетных форм на уровне руководства.РСК и его подразделений.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ДИССЕРТАЦИИ

I. Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах:

1. Пейзель, В.М. Расчет технических потерь энергии в распределительных электрических сетях с использованием информации АСКУЭ и АСДУ [Текст] / В.М. Пейзель, A.C. Степанов // Электричество,- 2002,- №3.- С. 10-15.

2. Пейзель, В.М. Интеграция баз данных энергосбытовых и распределительных сетевых компаний для мониторинга потерь электроэнергии [Текст] / Ю.Г. Кононов, В.М. Пейзель // Информатика и системы управления.- 2007.-№2(14).- С. 195-202.

3. Пейзель, В.М. Учет емкости линий электропередач в расчетах энергораспределения и потерь энергии в электрических сетях [Текст] / Ю.Г.Кононов, В.М. Пейзель // Известия ВУЗов, Северо-Кавказский регион. Технические науки,- 2008,- № 3,- С. 63-69.

II. Статьи и тезисы конференций:

4. Пейзель, В.М. Создание информационной сети в системах электроснабжения [Текст] / A.C. Степанов, А.Ш. Саркисов, В.М. Пейзель // Тезисы докладов республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока».- Благовещенск: Изд. АмГУ, 1995, с.23.

5. Пейзель, В.М. Рациональное размещение устройств телеизмерений в распределительных электрических сетях [Текст] / A.C. Степанов, В.М. Пейзель, С.О. Саркисова, Ю.Н. Толстихин // Тезисы докладов республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока».- Благовещенск: Изд. АмГУ, 1995, с.20-21.

6. Пейзель, В.М. Доверительные интервалы напряжений в распределительных электрических сетях [Текст] / A.C. Степанов, А.Ю. Ермолаев, В.М. Пейзель // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика.- №11-12,- 1996,- С. 16-21.

7. Пейзель, В.М. О вероятностной наблюдаемости сельских распределительных сетей [Текст] / A.C. Степанов, Ю.Н. Толстихин, В.М. Пейзель // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика,- 1997,- №1-2.- С.32-37.

8. Пейзель, В.М. Оценка полезного отпуска электроэнергии потребителям тяговых

подстанций энергосистемы [Текст] / В.М. Пейзель, М.Ю. Жарикова, Е.А. Обухова // Сборник трудов Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ,- 1998,- С. 107109.

9. Пейзель, В.М. Система расчета, нормирования и планирования потерь

электроэнергии в сетях ОАО «Амурэнерго» [Текст] / В.М. Пейзель, В.В. Омеляш, Е.А. Обухова // Сборник трудов Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ.- 1998.- С. 103106.

10. Пейзель, В.М. Учет потерь электроэнергии при формировании тарифов на электроэнергию [Текст] / Ю.Б. Кантовский, В.М. Пейзель// Сборник трудов II Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов».- Благовещенск: Изд. АмГУ,- 2000,- С. 277-279.

11. Пейзель, В.М. Анализ коммерческих потерь энергии в электрических сетях н пути их снижения [Текст] / В.М. Пейзель // Вестник АмГУ, выпуск 37,- 2007.-С. 79-82.

12. Пейзель, В.М. Сравнительная характеристика комплексов программ расчета и анализа потерь энергии [Текст] / Ю.Г. Кононов, В.М. Пейзель // Вестник АмГУ, выпуск 39,- 2007,- С. 35-38.

13. Пейзель, В.М. Перспективы развития программного обеспечения для расчетов, нормирования и разработки мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях [Текст] / Ю.Г. Кононов, Ал.Ю. Кононов, Е.Г. Зеленский, В.М. Пейзель II Сборник докладов Шестого научно-технического семинара-выставки «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях - 2008».- М.: ДиалогЭлектро.- 2008.- С. 49-52.

14. Пейзель, В.М. Структурирование потерь электроэнергии в сетях распределительных сетевых компаний [Текст] / Ю.Г. Кононов, В.М. Пейзель // Материалы XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». Том первый. Естественные и точные науки. Ставрополь: СевКавГТУ, 2008,- 298 е.- С. 42-43.

15. Пейзель, В.М. Об одном методе локализации коммерческих потерь в распределительных электрических сетях [Текст] / Ю.Г. Кононов, В.М. Пейзель, А.С. Степанов // Сборник научных трудов СевКавГТУ.- Ставрополь: СевКавГТУ.- 2009,- № 5,- С. 75-81.

Личный вклад. В работах, опубликованных в соавторстве, соискателю принадлежат: в [1] -основная идея метода и алгоритм расчета, в [2,12-14] - обработка результатов исследований, в [3,6,7,15] - разработка математических моделей, в [4,5] - описание результатов, в [8-10] -. постановка задачи и разработка алгоритмов. Общий объем текста, написанный в публикациях лично автором, составляет 3,5 п.л.

Печатается в авторской редакции

Подписано в печать 02.10.2009 Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л. - 1,5 Уч.- изд. л. -1,0 Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ № 334 Тираж 100 экз. ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 35502S, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

Введение

Глава 1 Современное состояние проблемы расчета, анализа и снижения потерь энергии в электрических сетях РСК.

1.1 Современная классификация потерь электроэнергии в сетях РСК.

1.2 Обзор методов расчета составляющих потерь электроэнергии в высоковольтных сетях РСК.

1.3 Развитие технического и программного обеспечения расчета и анализа потерь энергии.

Выводы по главе 1.

Глава 2 Разработка методов расчета технических потерь энергии в сетях РСК на основе информации ОУИК и АИИС КУЭ.

2.1 Совершенствование методики расчета технических потерь электроэнергии в сетях 35-110кВ.

2.2 Разработка алгоритма расчета технических потерь электроэнергии в сетях 6-10кВ.

2.3 Экспериментальная проверка методик расчета технических потерь методами имитационного моделирования.

Выводы по главе 2.

Глава 3 Разработка методов анализа структуры и локализации потерь энергии в сетях РСК.

3.1 Структура потерь электроэнергии в сетях РСК и проблемы их снижения.

3.2 Проблема наблюдаемости энергораспределения в распределительных электрических сетях.

3.3 Использование оценки диапазонов неопределенности энергораспределения для локализации коммерческих и уточнения расчета технических потерь энергии.

Выводы по главе 3.

Глава 4 Подходы к созданию системы мониторинга потерь энергии в электрических сетях РСК.

4.1 Основные предпосылки и условия создания системы мониторинга ПЭ в сетях РСК.

4.2 Разработка автоматизированной системы мониторинга уровня и структуры потерь энергии в сетях РСК.

4.3 Разработка подсистемы подготовки отчетных и аналитических форм о балансах энергии в сетях РСК.

Выводы по главе 4.

Современный этап развития электроэнергетики страны, особенностью которого является функционирование оптового и розничного рынка электрической энергии, характеризуется высоким уровнем потерь энергии (ПЭ) в сетях. Так, в документе 2005 года [1] приводятся впечатляющие данные о росте ПЭ в сетях, которые за период 1994-2003 годов увеличились на 37,1% в абсолютном выражении и на 3,05% (с 10,09% до 13,15%) по отношению к отпуску электроэнергии в сети, при росте этого отпуска за тот же период всего на 5,3%. В ряде энергосистем относительные потери превысили 20%, а в некоторых электросетевых предприятиях они достигают 40-50%. Около четверти общих ПЭ составляют коммерческие потери, обусловленные погрешностями систем учета электроэнергии и ее несанкционированным потреблением. Отмечена устойчивая тенденция к дальнейшему росту абсолютных и относительных потерь, если не принимать эффективных мер по их снижению.

В работе [2] указано, что в 1985 году уровень ПЭ в сетях составлял 9,3 %. Таким образом, за годы коренных экономических преобразований в стране потери энергии в электрических сетях и их структура претерпели ряд существенных изменений, что делает необходимым принципиальный пересмотр основных методик их расчета, нормирования, анализа и путей их снижения. В прежние годы подавляющую часть ПЭ составляли технические и допустимые коммерческие потери, зависящие от технического состояния и режимов работы сетей и систем учета. В современных условиях наблюдается резкий рост составляющих коммерческих потерь, обусловленных субъективными причинами, причем в сетях всех классов напряжения. Эта тенденция отмечается во многих научных работах последних лет.

В документе [1] отмечено: «Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях — важнейшая задача повышения эффективности отечественной электроэнергетики, один из основных источников сокращения производственных издержек. Конечная цель снижения потерь в сетях — сдерживание темпов роста тарифов на электроэнергию для потребителей».

Исследованию и разработке методов расчета и анализа ПЭ, алгоритмов и программных комплексов для решения этих задач посвящены работы многих организаций (Филиала ОАО «НТЦ электроэнергетики» -ВНИИЭ, БГПА (БПИ), МГАУ (МИИСП), МЭИ (ТУ), УГТУ (УПИ), СевКавГТУ, ЮРГТУ-НПИ и др.) и известных авторов (Бердина А.С., Воротницкого В.Э., Железко Ю.С, Идельчика В.И., Казанцева В.Н., Левина М.С., Лещинской Т.Б., Маркушевича Н.С., Паздерина А.В., Пекелиса В.Г., Поспелова Г.Е. и др.).

В связи с переходом предприятий страны (в том числе и электроснабжающих организаций) на рыночные отношения с одной стороны и государственным регулированием естественных монополий — с другой проблема достоверного определения технических потерь и их тщательного структурного анализа становится весьма актуальной по нескольким причинам:

- в условиях самоокупаемости энергоснабжающих организаций снижение технических ПЭ за счет организационных малозатратных мероприятий эквивалентно получению дополнительной прибыли, а оценить эффект от снижения потерь можно только на основе точных их расчетов;

- при формировании тарифов на электроэнергию региональными энергетическими комиссиями (РЭК) затраты на технологические потери электроэнергии играют существенную роль;

- наличие связанных между собой электрических сетей, принадлежащих разным организациям (РАО "ЕЭС России", самостоятельным АО-энерго, коммунальным, промышленным и сельскохозяйственным предприятиям), требует в договорных взаимоотношениях между ними правильного учета затрат на транспорт электроэнергии.

Особую актуальность проблема потерь электроэнергии приобретает для созданных в ходе реформирования электроэнергетики распределительных сетевых компаний (РСК). Это связано, в первую очередь, с тем, что в состав РСК включены сети напряжением 110 кВ и ниже, а сети более высокого напряжения (220 кВ и выше) из бывших АО-энерго переданы в состав федеральной сетевой компании. Общеизвестно, что чем ниже класс напряжения сетей, тем выше процент потерь в них. Поэтому следует ожидать, что процент потерь в сетях РСК будет выше, чем в сетях АО-энерго, из которых они выделены. Этот процент будет также выше среднестатистического по электроэнергетике страны в целом (13 % в 2004 году).

Кроме того, выделение энергосбытовых структур из состава энергокомпаний осложняет проблему коммерческих потерь, поскольку разделяет потоки информации, необходимой для анализа составляющих этих потерь. Особенно это отразится на РСК, поскольку подавляющая часть этих потерь формируется в сетях низших классов напряжения.

Следовательно, необходимо наладить систему взаимодействия сетевых и сбытовых компаний в части борьбы с коммерческими потерями. Такое взаимодействие на информационном уровне вполне возможно, тем более что в упомянутом приказе ОАО РАО «ЕЭС России» [1] в качестве одной из первоочередных задач провозглашается: «Сформировать систему постоянного мониторинга уровня и структуры потерь в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России».

Интенсивное развитие современных информационных технологий, постепенное насыщение сетей 110 кВ и ниже устройствами телеизмерений, сопряженных с оперативно-информационными управляющими комплексами (ОИУК) автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) энергосистем, внедрение автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), в том числе и на уровне бытового потребления, требует пересмотра существующих подходов к расчету, анализу и снижению ПЭ по следующим причинам:

- возможность использования дополнительной информации о параметрах режимов из ОИУК, АИИС КУЭ, подсистем энергосбытовой деятельности;

- более высокая производительность ЭВМ и возможность их внедрения на низших уровнях управления энергокомпаний;

- создание локальных и глобальных сетей ЭВМ позволяет организовать оперативный обмен информацией между различными иерархическими уровнями управления РСК и различными энергокомпаниями (РСК и энергосбытовыми компаниями);

- возможность автоматизированного формирования расчетных схем из электронного представления эксплуатационных схем сетей, баз данных об оборудовании и элементах сетей.

Таким образом, внедрение современных информационных технологий позволяет получать дополнительную информацию о схемах и режимах электрических сетей, использование которой при анализе потерь электроэнергии требует дополнительных исследований с целью разработки эффективных методов расчета.

Все вышеизложенное определяет актуальность совершенствования и разработки новых методов расчета и анализа потерь электроэнергии. Объект исследований — электрические сети 0,38—110 кВ РСК.

Предмет исследований — потери электроэнергии в этих сетях.

Целью настоящей работы является совершенствование методов расчета, анализа и локализации ПЭ в сетях РСК с учетом появления новых информационных возможностей, предоставляемых ОИУК и АИИС КУЭ, для достижения дополнительного эффекта в снижении ПЭ.

Для достижения поставленной цели решены следующие частные научные задачи:

• анализ современного состояния систем автоматизации сбора и обработки информации о режимах и потоках энергии, ПЭ в электрических сетях РСК;

• совершенствование и разработка алгоритмов расчета ПЭ в сетях 0,38110 кВ РСК на основе информации ОИУК и АИИС КУЭ;

• разработка методов анализа структуры ПЭ и их локализации в сетях РСК;

• разработка функциональной схемы системы мониторинга уровня и структуры ПЭ в электрических сетях РСК и программная реализация ее компонент.

Для решения поставленных задач использованы методы теоретической электротехники, математического имитационного моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории погрешностей, теории наблюдаемости и оценивания состояния.

Научные результаты и новизна работы заключается в развитии теоретических положений и программных средств расчета и анализа потерь энергии в электрических сетях 0,4-110 кВ в современных условиях реформирования электроэнергетики и роста информационных возможностей в решении этих задач, а именно:

1. Разработана и методами имитационного моделирования экспериментально проверена уточненная методика расчета технических потерь электроэнергии в линиях 35-110 кВ по данным АСДУ и АИИС КУЭ;

2. Разработан алгоритм расчета технических потерь электроэнергии в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа в энергиях, позволяющий использовать информационные возможности систем АСДУ и АИИС КУЭ;

3. Предложена классификация потерь энергии, охватывающая все известные на настоящее время составляющие потерь и не противоречащая их физической природе;

4. Разработан метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,4-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,4 кВ и уточнить расчет технических потерь в них;

5. Разработана функциональная схема, предложены и реализованы программные решения по созданию системы мониторинга ПЭ в сетях РСК.

Практическая ценность и внедрение результатов работы.

Выполненные исследования и разработки внедрены в производственный процесс филиала «Амурэнергосбыт» ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и приняты к внедрению в комплекс программ для решения режимно-технологических задач в электрических сетях RersPC, разрабатываемый кафедрой автоматизированных электроэнергетических систем и электроснабжения Северо-Кавказского Государственного Технического Университета.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Уточненные формулы расчета технических ПЭ в линиях 35-110 кВ по данным ОУИК АСДУ и АИИС КУЭ;

2. Алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа в энергиях с использованием информации ОУИК и АИИС КУЭ;

3. Классификация составляющих потерь энергии в электрических сетях РСК;

4. Метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,4-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,4 кВ и уточнить расчет технических потерь в них;

5. Функциональная схема и программные решения системы мониторинга потерь энергии в сетях РСК.

Апробация работы. Основные положения и научные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на республиканской научной конференции «Проблемы электроснабжения Дальнего Востока» (Благовещенск, 1995 г.), на I и II Всероссийских научно-технических конференциях «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (г. Благовещенск, 1998, 2000 г.г.), на VI научно-техническом семинаре-выставке «Нормирование и снижение потерь электрической энергии в электрических сетях - 2008» (Москва, 2008 г.), на XII региональной научно-технической конференции «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону» (Ставрополь, 2008 г.).

Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» мероприятие 1.1 лот 16 «Проведение научных исследований коллективами научно-образовательных центров в области создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии» (госконтракт № 02.740.11.0069).

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и трех приложений.

Выводы по главе 4

1. В настоящее время актуальным становится создание автоматизированной системы мониторинга уровня и структуры потерь энергии, объединяющей информационные ресурсы РСК и энергосбытовых компаний и базирующейся на современных технических (АСДУ, АИИС КУЭ) и программных (CAD, GIS, ORACLE, MS SQL, Internet/Intranet и т.п.) средствах.

2. Разработаны требования, которым должна удовлетворять АСМУСПЭ в плане организации информационного обмена, организации баз данных и их взаимосвязи на уровне РСК -энергосбытовая компания.

3. Разработан комплекс ПОТЕРИ-офис, являющийся подсистемой АСМУСПЭ и обеспечивающий получение аналитических и отчетных форм на уровне руководства ПЭС и РСК. Многолетний опыт эксплуатации комплекса в ОАО «Амурэнерго» показал его эффективность в организации целенаправленной деятельности по снижению потерь энергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненные диссертационные исследования позволяют сделать следующие теоретические и практические выводы:

1. На основе анализа современного положения в электроэнергетике показано, что насущной становится необходимость проработки математического аппарата, моделей и методов корректного использования информации АСДУ и АИИС КУЭ, создания новых и адаптации существующих алгоритмов и программного обеспечения, для чего необходимо создание методов расчета и анализа потерь энергии, позволяющих использовать информационные возможности АСДУ и АИИС КУЭ.

2. Показано, что основными тенденциями применения современных информационных технологий, в том числе и при расчете, анализе и снижении потерь энергии в сетях, являются: объединение в едином комплексе нескольких расчетных модулей, работающих с единой БД, интегрированной с ГИС, ОИУК, системами АСКУЭ и другими подсистемами АСУ. Наибольшими возможностями с точки зрения набора решаемых в области анализа и снижения потерь энергии в сетях РСК и использования современных компьютерных технологий обладают комплексы программ РТП-3 и RersPC.

3. Получены расчетные выражения для уточненного расчета нагрузочных потерь энергии в ЛЭП, математического ожидания напряжения в узлах сети и потоков реактивной энергии, использование которых возможно в случае совместной обработки информации АИИС КУЭ и ОИУК.

4. Методами имитационного моделирования доказано, что при выполнении расчетов потерь энергии и энергораспределения активной энергии по данным приборов учета электроэнергии, установленных на концах ЛЭП, следует учитывать наличие емкостной проводимости линии для ЛЭП-35 кВ и выше, а также для кабельных линий 10 кВ большой протяженности.

5. Уточнена методика расчета технических ПЭ в сетях 35-110 кВ РСК, базирующаяся на положениях теории оценивания состояния, модифицированных применительно к решению задачи расчета энергораспределения.

6. Разработан алгоритм расчета технических ПЭ в сетях 6-10 кВ итерационным методом в два этапа «в энергиях», позволяющий использовать информационные возможности систем АСДУ и АИИС КУЭ и повысить точность расчета по мере насыщения сети средствами измерений.

7. Предложена классификация ПЭ, охватывающая все известные на настоящее время составляющие потерь и не противоречащая их физической природе.

8. Разработан метод оценки диапазонов неопределенности ПЭ в условиях отсутствия наблюдаемости сетей 0,38-10 кВ, позволяющий оценить коммерческие потери в сетях 0,38 кВ и уточнить расчет технических потерь в них, что, в свою очередь, позволит разрабатывать более эффективные мероприятия по снижению потерь.

9. Разработаны функциональная схема и требования, которым должна удовлетворять АСМУСПЭ в плане организации информационного обмена, организации баз данных и их взаимосвязи на уровне РСК — энергосбытовая компания.

Ю.Разработан комплекс ПОТЕРИ-офис, являющийся подсистемой АСМУСПЭ и обеспечивающий получение аналитических и отчетных форм на уровне руководства РСК и его подразделений.

1. «Об организации работ по сокращению потерь электроэнергии в электрических сетях». Приказ ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 № 338 Текст. / М.: Изд. РАО «ЕЭС России», 2005,- 15 с.

2. Железко, Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии вэлектрических сетях Текст. / Ю.С. Железко. М.: Энергоатомиздат, 1989.- 176 с.

3. Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской

4. Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утверждено приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года N 326 Текст. /119 с.

5. Железко, Ю.С. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии вэлектрических сетях: Руководство для практических расчетов Текст. / Ю.С. Железко, А.В. Артемьев, О.В. Савченко. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.- 280 с.

6. Временная инструкция по расчету и анализу потерь электроэнергии вэлектрических сетях энергосистем Текст. / М.: СПО ОРГРЭС, 1976.-56 с.

7. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрическойэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений Текст. /М.: Союзтехэнерго, 1987.-35 с.

8. Инструкция по снижению технологического расхода электрическойэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений Текст. /М.: Союзтехэнерго, 1987.-84 с.

9. Воротницкий, В.Э. Расчет, нормирование и снижение потерьэлектроэнергии в электрических сетях Текст. / В.Э. Воротницкий, М.А. Калинкина. М.: ИПКгосслужбы, 2000.- 63 с.

10. Поспелов, Г.Е. Потери мощности и энергии в электрических сетях Текст. /

11. Г.Е. Поспелов, Н.М. Сыч М.: Энергоиздат, 1981.- 216 с.

12. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем Текст. / под ред. В.Н.Казанцева.- М.: Энергоатомиздат, 1983.- 368 с.

13. Бебко, В.Г. Методика расчета расхода электроэнергии на ее транспорт в сельских электрических сетях напряжением 6 110 кВ Текст. / В.Г. Бебко, С.Я. Меженный, В.Г. Стафийчук // Электрические станции. 1983. N3. С. 42-45.

14. Казанцев, В.Н. Расчет потерь энергии в распределительной сети при неполной информации о ее режиме Текст. / В.Н. Казанцев, Ю.М. Комлев //Электричество. 1978. №1. С. 20-25.

15. Клебанов, Л.Д. Вопросы методики определения и снижения потерь электрической энергии в сетях Текст. / Л.Д. Клебанов.- Л.: Изд-во ЛГУ, 1973.- 73 с.

16. Щербаков, A.M. Расчет технических потерь электроэнергии в сельских электрических сетях 10 и 0,4 кВ Текст. / A.M. Щербаков // Энергетик. 1980. №3. С. 3-5.

17. Пекелис, В.Г. Методика расчета нагрузочных потерь энергии в распределительных сетях Текст. / В.Г. Пекелис, Л.П. Анисимов // Электрические станции. 1975. №7. С.51-54.

18. Железко, Ю.С. Определение потерь мощности и энергии в распределительных сетях 6-10 кВ Текст. / Ю.С. Железко // Электрические станции. 1975. №2. С.44-47.

19. Воротницкий, В.Э. Многофакторная корреляционная модель для анализа и прогнозирования потерь энергии в распределительных сетях Текст. / В.Э. Воротницкий //Электричество. 1975. №1. С.29-31.

20. Пекелис, В.Г. Экспресс-метод расчета потерь электроэнергии в сетях 110 кВ и ниже Текст. / В.Г. Пекелис, Л.П. Анисимов, И.И. Биндлер // Энергетик. 1979. №12. С.16-17.

21. Шапиро, И.З. Вероятностно-статистические модели для определения и прогнозирования потерь энергии в распределительных сетях 6-10 кВ

22. Текст. / И.З. Шапиро // Известия ВУЗов СССР. Энергетика. 1978. №4. С.15-19.

23. Поспелов, Г.Е. Вероятностная оценка величины потерь энергии в распределительных электрических сетях Текст. / Г.Е. Поспелов, С.К. Гурский, Н.М. Сыч, А.Ф. Уласевич // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973. №5. С. 131-135.

24. Бараш, Н.В. Определение потерь энергии в сетях среднего напряжения Текст. / Н.В. Бараш, Л.И. Демиденко, Д.И. Минковский // Известия ВУЗов СССР. Энергетика. 1966. №9. С. 17-23.

25. Ничипорович, Л.В. Статистические модели определения потерь энергии в распределительных электрических сетях Текст. / Л.В. Ничипорович, Л.П. Филянович //Известия ВУЗов СССР. Энергетика. 1979. №8. С. 42-45.

26. Тарнижевский, М.В. Расчет потерь электроэнергии в городских электрических сетях Текст. / М.В. Тарнижевский, Т.И. Кузина // Энергетик. 1979. №10. С. 12-15.

27. Фурсанов, М.И. Экспресс-оценка величины потерь энергии в распределительных электрических сетях Текст. / М.И. Фурсанов // Известия ВУЗов СССР. Энергетика. 1979. №10. С. 76-80.

28. Керимов, A.M. Расчет потерь электроэнергии в распределительных сетях Текст. / A.M. Керимов, Е.Б. Гурфинкель, А.С. Степанов // Электричество. 1985. №9. С.5-9.

29. Хамидов, А.Х. Потери электроэнергии в низковольтных сетях Текст. / А.Х. Хамидов, Н.Г. Ганиходжаев Ташкент: Узбекистан. 1984.- 159 с.

30. Rapant Stefan. Sucasna metodika vyhodnocovania strat electrickej energie Текст. / Stefan Rapant // Energetika. 1981. 31. №11. P. 505-508.

31. Gustafson, M.W. Demand, energy and margial electric system losses Текст. / M.W. Gustafson // IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems. 1983. 102. №9. P. 3189-3194.

32. Braunstein, H.R. Distribution transformer loss evaluation technique Текст. / H.R. Braunstein, D.L. Nickel // Rural Electric Power Conference. Paper

33. Presented at the 25th Annual Conference, Atlanta, Georgia, April 26-28. New-York. 1981. B5/1-B5/10.

34. Moser Josip. Metodologija analize gubitaka electricne energije u distributivnum mrezama Текст. / Moser Josip // Energija. 1978. 27. № 9-10. C. 314-318.

35. Radasanu Daniela. An artificial neural network approach for the evaluation of active losses in transmission systems Текст. / Radasanu Daniela, Gavrilas M., Georgescu Gh. //Bui. Inst. Politehn. Iasi. Sec. 3. 1997. 43. №3-4. C. 115-121.

36. Метод расчета потерь энергии в распределительной электросети /Yan Changchun et al.// Diangong dianntng xinjishu = Fdv. Tecynol. Elec. Eng. and Energy. 1999. 18. №4. C.60-64.

37. Новый итерационный метод оценки потерь электроэнергии в электрораспределительной сети /Ding Xin hai et al. // Diang jishu = Power Syst. Technol. 2000. 24. №1. C. 39-42.

38. Железко, Ю.С. Систематические и случайные погрешности методов расчета нагрузочных потерь электроэнергии Текст. / Ю.С. Железко // Электрические станции. 2001. №12. С. 22-26.

39. Егоров, А.О. Расстановка измерительных комплексов электроэнергии в сетях на основе теории наблюдаемости Текст.: автореф. . канд. техн. наук/ А.О. Егоров. Екатеринбург. 2007.- 24 с.

40. Маркушевич, Н.С. Автоматизированное управление режимами электросетей 6-20 кВ Текст./ Н.С.Маркушевич.- М.:Энергия. 1980.-208 с.

41. Маркушевич, Н.С. Автоматизированная система диспетчерского управления. Из опыта Латвийской энергосистемы Текст. / Н.С. Маркушевич. М.: Энергоатомиздат. 1986.- 93 с.

42. Задерей, А.В. Расчет режимов распределительных электрических сетей на мини-ЭВМ Текст. / А.В. Задерей, И.Г. Ройтельман, Ю.И. Тугай // Энергетик. 1987. №3. С. 19-20.

43. Ройтельман, И.Г. Оценивание состояния в электросетях напряжением 620 кВ Текст. / И.Г. Ройтельман, А.Г. Чешенков, О.Г. Шполянский // Электричество. 1990. № 10. С. 60-63.

44. Митюшкин, К.Г. Телеконтроль и телеуправление в энергосистемах Текст. / К.Г. Митюшкин. М.: Энергоатомиздат. 1990.- 288 с.

45. Валиков, В.В. Система телемеханики «Омь» Текст. / В.В. Валиков // Энергетик. 1998. № 9. с. 37-38.

46. Хозяинов, М.А. Система комплексного управления энергоснабжением предприятия Текст. / М.А. Хозяинов // Промышленные АСУ и контроллеры. 1999. №11. С. 12-17.

47. Диспетчерская интегрированная система контроля и управления сетевым электроснабжением ДИСК-110/0,4 кВ Текст. // Промышленные АСУ и контроллеры. 2000. №6. С.37-38.

48. Гармаш, В.Б. Программный технический комплекс «Сириус» на базе многозадачной сетевой ОС РВ QNX в Октябрьских сетях ОАО «Мосэнерго» Текст. / В.Б. Гармаш, В.И.Шустов, А.Д. Минкин, ВЛ.Хасман //Промышленные АСУ и контроллеры. 1999. №5. С. 16-17.

49. Волков, Д.А. Комплекс радиотелемеханики «КОРАТ» для диспетчерского контроля и управления РЭС Текст. / Д.А. Волков, Н.Ю. Кожевников, В.Н. Сумительнов // Электрические станции. 1999. №1. С. 61-65.

50. Липский, Р.Н. АСКУЭ на базе продукции ОАО "Концерн Энергомера" Текст. / Р.Н. Липский, К.А. Щербинина // Автоматизация в промышленности. 2004. № 11. С.52-53.

51. Воеводин, И.Г. Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии Текст. / И.Г. Воеводин, О.В. Тихонова, Е.А. Безрукова // Приборы и системы: управление, контроль, диагностика. 2000. №6. С. 70-71.

52. Вовченко, И.И. Обзор экспонатов АСДУ отраслевой выставки Текст. / И.И. Вовченко // Энергетик. 1996. № 3. С. 26-27.

53. Сапронов, А.А Об автоматизированной системе контроля и учета электроснабжения однофазных энергопотребителей 0,4 кВ Текст. / А.А. Сапронов, А.Ю. Никуличев, А.А. Зайцев // Энергетик. 2003. № 10. С. 1112.

54. Концепция построения единой системы учета электрической энергии, основанной на цифровых технологиях Текст. / Нижний Новгород: Изд. ОАО «Нижновэнерго»: 2007.- 23 с.

55. AMR: More than just a good read Текст. // Electrical World. 1998. 212, №12. P. 34-36, 38-39.

56. Information technology: Portals for powerplants Текст. // Power. 2000. 144. №5. P. 52,54,56,58.

57. Information. The hidden utility. Cluthe Ric. Power Eng. Int. 2001. №4. P.40.

58. AM/FM/GIS: do utility execs need a map of the competitive battlefeld? Текст. / Reason Tim // Electrical World. 1997. 211. №5. P. 60.

59. Шабад, M.A. Стратегия автоматизации распределительных сетей в России и США и ее экономические обоснования Текст. / М.А. Шабад // Энергетик. 2002. №3. С. 23 24.

60. Железко, Ю.С. Принципы нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях и программное обеспечение расчетов Текст. / Ю.С. Железко // Электрические станции. 2001. № 9. С. 33-37.

61. Воротницкий, В.Э. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6-10 кВ Текст. / В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов, М.А. Калинкина // Электрические станции. 1999. № 8. С. 38-42.

62. Степанов, А.С. Программное обеспечение АСДУ РЭС Текст. / А.С. Степанов, А.Ю. Ермолаев // Электрические станции. 1998. № 7. С. 47-50.

63. Васильев, П.А. Программно-информационный комплекс «Сеть» Текст. / П.А. Васильев, В.Ф. Кравченко, В.К. Хлебников // Сборник докладов семинара «Информационные технологии в энергетике Северного Кавказа». — Пятигорск: РП «Южэнерготехнадзор», 2001. — 13 с.

64. Степанов, А.С. Местные электрические сети 6-10 кВ: методы и алгоритмы расчета, анализа и управления Текст. / А.С. Степанов-Благовещенск: Амурский гос. ун-т. 2001. — 136 с.

65. Идельчик, В.И. Применение системы инженерной графики в АО Ставропольэнерго Текст. / В.И. Идельчик, Б.В. Идельчик, В.А. Ярош,

66. Ф.А. Дьяков, И.Ф. Захаров // Энергетика и энергосбережение. -Ставрополь: СевКавГТУ. 2001. С. 87-92.

67. Редактор схем GRIM. Windows версия 1.96 (8 сетевых пользователей). Руководство пользователя Текст. / С-Пб: ГНТП "Парус", 1998.

68. Кононов, Ю.Г. Разработка методов моделирования режимов распределительных электрических сетей на базе современных информационных технологий Текст.: автореф. . докт. техн. наук. / Ю.Г. Кононов. Ставрополь. 2002.- 47 с.

69. Lehtonen, М. EDISON Research Programme on Electric Distribution Automation 1993-1997: Interim report 1996 Текст. - Finland. 1996. - 162 p.

70. Белов, И.Г. Цели и принципы интеграции ПО «BASIX» (ВХ) И ПО «ГРОССМЕЙСТЕР» (GM) Текст. / И.Г. Белов, А.Л. Михайлов // Современные компьютерные технологии в эксплуатации РЭС. — М.: Изд-во ЭНАС. 2000. 4 с.

71. Правила устройства электроустановок. — 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2005. — 512 с.

72. Вентцель, Е.С. Теория вероятностей Текст. / Е.С. Вентцель.- М.: Наука. 1964.- 576с.

73. Степанов, С.А. Определение вероятностных характеристик напряжения в узлах электрической сети Текст. / С.А. Степанов, А.Н. Козлов // Вестник Амурского государственного университета. Выпуск 39. 2007. С.42-46.

74. Паздерин, А.В. Локализация коммерческих потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения Текст. / А.В. Паздерин // Промышленная энергетика. 2004. № 9. С. 17-21.

75. Бартоломей, П.И. Наблюдаемость распределения потоков электрической энергии в сетях Текст. / П.И. Бартоломей, А.В. Паздерин // Изв. вузов. Проблемы энергетики. 2004. № 9-10. С. 24-33.

76. Паздерин, А.В. Способы повышения достоверности измерительной информации систем учета электрической энергии Текст. / А.В. Паздерин // Изв. вузов. Проблемы энергетики. 2004. № 11-12. С. 76-85.

77. Паздерин, А.В. Проблема моделирования распределения потоков электрической энергии в сети Текст. / А.В. Паздерин // Электричество. 2004. № Ю. С. 2-8.

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

79. Паздерин, А.В. Расчет технических потерь электроэнергии на основе решения задачи энергораспределения Текст. / А.В. Паздерин // Электрические станции. 2004. № 12. С. 44-49.

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

81. Гамм, А.З. Оценивание состояния в электроэнергетике Текст. / А.З. Гамм, JI.H. Герасимов, И.И. Голуб, Ю.А. Гришин, И.Н. Колосок М.: Наука, 1983.-302 с.

82. Паздерин, А.В. Повышение достоверности показаний счетчиков электроэнергии расчетным способом Текст. / А.В. Паздерин // Электричество. 1997. № 12. С. 30-34.

83. Пейзель, В.М. Расчет технических потерь энергии в распределительных электрических сетях с использованием информации АСКУЭ и АСДУ Текст. / В.М. Пейзель, А.С. Степанов // Электричество.2002.№З.С.10-15.

84. Степанов, А.С. Методы анализа и управления режимами местных электрических сетей Текст.: автореф. . докт. техн. наук. / А.С. Степанов. Благовещенск. 2006.- 42 с.

85. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети Текст. / В.И. Идельчик.-М.: Энергоатомиздат, 1989.- 592 с.

86. Веников, В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах Текст. / В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. М.: Энергоатомиздат, 1985.-216 с.

87. Железко, Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах Текст. / Ю.С.Железко.- М.: Энергоиздат. 1981.200 с.

88. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 -110 кВ сельскохозяйственного назначения. Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства Текст.- М.: Сельэнергопроект. 1981,- 109 с.

89. Веников, В.А. Расчеты режимов дальних электропередач переменного тока Текст. / В.А. Веников, И.П. Сиуда.- М.: Высшая школа. 1966.- 144 с.

90. Справочник по проектированию электрических сетей Текст. / под ред. Д.Л. Файбисовича.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.- 352 с.

91. Мельников, Н.А. Электрические сети и системы Текст. / Н.А. Мельников.- М.: Энергия, 1975.- 464 с.

92. Осика, Л.К. Принципы нормирования погрешностей измерений для целей коммерческого учета электроэнергии на оптовом рынке Текст. / Л.К. Осика // Электричество. 2004. № 4. С. 13-20.

93. Сапронов, А. А. Анализ структуры коммерческих потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях Текст. / А. А.Сапронов // Энергосбережение и водоподготовка. 2006. № 4(42). С. 47-50.

94. ЮО.Пейзель, В.М. Анализ коммерческих потерь энергии в электрических сетях и пути их снижения Текст. / В.М. Пейзель // Вестник АмГУ, выпуск 37. 2007. С. 79-82.

95. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики Текст. / Утверждены постановлением правительства РФ от 31 августа 2006 г. № 530.-68 с.

96. Потребич, А.А. О нормировании потерь энергии в электрических сетях промышленных предприятий Текст. / А.А. Потребич // Электрические станции. 2000. №4. С. 10-12.

97. Макаров, Е.Ф. Резервы снижения потерь электроэнергии в распределительных сетях Мосэнерго Текст. / Е.Ф. Макаров // Электрические станции. 1997. Номер, посвященный 100-летию Мосэнерго.- С. 83-87.

98. Будовский, В.П. Методика оценки коммерческих потерь электроэнергии Текст. / В.П. Будовский, А.И. Афанасьев//Электрические станции. 1997. № 8. С. 47-52.

99. Потребич, А.А. Планирование потерь энергии в электрических сетях энергосистем Текст. / А.А. Потребич, В.П. Одинцов // Электрические станции. 1998. № 2. С. 44-48.

100. Бохмат, И.С. Снижение коммерческих потерь в электроэнергетических системах Текст. / И.С. Бохмат, В.Э. Воротницкий, Е.П. Татаринов // Электрические станции. 1998. №9. С. 53-59.

101. Воротницкий, В.Э. О принципах нормирования технологического расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях для расчета тарифов по диапазонам напряжения Текст. / В.Э. Воротницкий,

102. B.И. Эдельман, Н.А. Броерская, М.А. Калинкина // Электрические станции. 1999. № 11. С. 7-10.

103. Воротницкий, В.Э. Опыт и направления совершенствования расчетов балансов и локализации коммерческих потерь электрической энергии в электрических сетях 0,38 кВ Текст. / В.Э. Воротницкий, С.В. Заслонов,

104. C.С. Лысюк // Доклады четвертого научно-технического семинара «Нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях» М.: Диалогэлектро, 2006. - С. 34-46.

105. Гамм, А.З. И. Наблюдаемость электроэнергетических систем Текст. / А.З. Гамм, И.И. Голуб.- М.: Наука, 1990. 200 с.

106. Пейзель, В.М. Проблема наблюдаемости распределительныхэлектрических сетей Текст. / А.С. Степанов, В.М. Пейзель // Сборник

107. Тезисы докладов научно-технической конференции «Повышениеэффективности производства и использования энергии в условиях Сибири».- Иркутск: Изд. ИрГТУ, 1995.- С.145-146.

108. Пейзель, В.М. Доверительные интервалы напряжений в распределительных электрических сетях Текст. / А.С. Степанов, А.Ю. Ермолаев, В.М. Пейзель // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика. №1112. 1996. С. 16-21.

109. Пейзель, В.М. О вероятностной наблюдаемости сельских распределительных сетей Текст. / А.С. Степанов, Ю.Н. Толстихин, В.М. Пейзель // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика. 1997. №1-2. С.32-37.

110. Степанов, А.С. Безытерационный расчет режима распределительной сети Текст. / А.С. Степанов, А.Ю. Ермолаев // Известия ВУЗов и ЭО СНГ. Энергетика. 1996. № 1-2. С.26-29.

111. Машалов, Е.В. Решение задачи энергораспределения в условиях неполной наблюдаемости Текст. / Е.В. Машалов, А.В. Паздерин // Новое в российской электроэнергетике. 2005. № 1. С. 17-22.

112. Будзко, И.А. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов Текст. / И. А. Будзко, М.С. Левин. М.: Агропромиздат, 1985.- 320 с.

113. Пейзель, В.М. Интеграция баз данных энергосбытовых и распределительных сетевых компаний для мониторинга потерьэлектроэнергии Текст. / Ю.Г. Кононов, В.М. Пейзель // Информатика и системы управления. 2007. № 2(14). С. 195-202.

114. Машалов, Е.В. Разработка программного комплекса для повышения достоверности расчета потерь и измерительной информации систем учета электроэнергии Текст. / Е.В. Машалов, А.В. Паздерин // Новое в российской электроэнергетике. 2004. № 9. С. 25-34.