автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Совершенствование учета электроэнергии в электротехнических комплексах и системах

На правах рукописи

МУЛЛИН ФАНИС ФАГИМОВИЧ

Совершенствование учета электроэнергии в электротехнических комплексах и системах

Специальность 05 09 03- электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003085456

003065456

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Казанский государственный энергетический университет»

Научный руководитель:

Доктор физико-математических наук,

профессор Усачев Александр Евгеньевич

Официальные оппоненты:

Доктор физико-математических наук,

профессор Наумов Анатолий Алексеевич

Кандидат технических наук, доцент Маклецов Александр Михайлович

Ведущая организация:

Центр энергосбережения при кабинете министров Республики Татарстан

Защита состоится «05» октября 2007 г в 15 часов в аудитории В-210 на заседании диссертационного совета Д 212.082 04 при Казанском государственном энергетическом университете по адресу 420066, г Казань, ул Красносельская, 51

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенных печатью учреждения) направлять по адресу 420066, г Казань, ул Красносельская, 51, Ученый Совет КГЭУ Факс (843)5438634

С диссертацией можно ознакомиться в научном отделе библиотеки Казанского государственного энергетического университета и на сайте http //mfo kgeu ru/

Автореферат разослан ¿2/rfli <)yUi_ 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 082 04 _ кандидат педагогических наук, доцент - Лопухова Т В

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В период реструктуризации российской энергетики, когда из акционерных обществ электроэнергетики (АО-энерго) выделяются самостоятельные генерирующие, сбытовые, сетевые и другие компании, задача достоверизации измерений электроэнергии (ЭЭ) становится еще более актуальной в связи с необходимостью упорядочения финансовых расчетов за поставленную (проданную) и полученную (купленную) электроэнергию в рамках бывших АО-энерго на новом, более качественном уровне

Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии на оптовом и розничном рынке электропотребления России Правильная организация учета электроэнергии важна потому, что ее производство, передача, распределение и потребление практически совпадают во времени, и допущенная ошибка в учете электроэнергии не поддается исправлению методом ее повторного учета Именно поэтому все установки, вырабатывающие, передающие, распределяющие и потребляющие электроэнергию, оборудуются соответствующими приборами учета В связи с этим возрастает значимость автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, которые позволяют отслеживать в оперативном режиме производство и потребление электроэнергии, вести историю потребления электроэнергии абонентами и рассчитывать балансы электроэнергии как по каждому энергообъекту, так и по АО-энерго в целом

Необходимая точность учета ЭЭ должна быть обеспечена во всем измерительном тракте, составной частью которого являются трансформаторы тока (ТТ) Согласование их индивидуальных характеристик со всем измерительным комплексом также является актуальной задачей

Основной целью работы является повышение достоверности данных, получаемых автоматизированными системами учета электроэнергии

Объект настоящего исследования — системы учета электроэнергии в электротехнических комплексах и системах

Научная новизна работы заключается в следующем

- при оценке срока окупаемости АСКУЭ бытовых потребителей (БП) необходимо учитывать эксплуатационные издержки системы и потери ЭЭ,

-вероятность возникновения положительного сальдо перетока ЭЭ в линиях электропередачах (эффект «генерации в линии») возрастает при использовании ТТ с различными индивидуальными характеристиками,

- нормативные поверки измерительных ТТ следует дополнить определением индивидуальных характеристик ТТ,

- для быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем, промышленных и бытовых потребителей следует использовать индивидуальные характеристики ТТ

Практическая ценность работы Разработан и реализован структурный метод ввода индивидуальных характеристик измерительного канала (ИК) в результат измерения ЭЭ Разработаны мероприятия по повышению эффективности учета ЭЭ в АСКУЭ, позволяющие осуществлять учет ЭЭ с повышенным классом точности ИК, не проводя дорогостоящих мероприятий по техническому перевооружению данных ИК

Достоверность результатов обеспечивается использованием апробированных методик расчетов, применением высокоточных измерительных приборов, прошедших метрологические поверки, отработанным и утвержденным центром сертификации и метрологии порядком проведения экспериментов, математической и физической обоснованностью примененных допущений, сопоставимостью с известными, опубликованными в научной литературе исследованиями

Реализация работы. Научные и практические результаты диссертационной работы внедрены в ООО «Энергоучет» и «ТАТАИСЭнерго» в виде программно-технического комплекса по построению балансов электроэнергии для различных электротехнических комплексов

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались на ежегодной международной научно-технической конференция студентов и аспирантов, Москва, 2004 г, на XI международная научно-технической конференции «Радиотехника, электротехника, энергетика», Москва, 2005 г, на международной научно-практической интернет-конференции «Электрооборудование и электрохозяйство» процессы и системы управления ЭЭПС-2005» КГЭУ, Казань, на V российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», Ульяновск, 2006 г, на интернет-конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», Н Новгород, 2006 г

На защиту выносятся:

- система оценки срока окупаемости АСКУЭ БП, учитывающая эксплуатационные издержки систем и снижение потерь ЭЭ,

- утверждение, что положительное сальдо перетока ЭЭ в линиях электропередачи (ЛЭП) (эффект «генерации в линии») связано с работой трансформаторов тока при низкой нагрузке в ЛЭП,

-усовершенствованная система поверки измерительных трансформаторов тока, в результате которой определяются коэффициенты корректирующей функции ТТ,

- методика быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем, промышленных и бытовых потребителей, основанная на снижении предела допустимого баланса ЭЭ

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ Структура работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка используемой литературы из 88 наименований и приложений Общий объем диссертации 146 стр

Содержание диссертации

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы диссертации, ставятся цели и задачи работы, выбирается объект исследования, приводится научная новизна и практическая ценность работы, реализация и апробация работы, приводятся положения, выносимые на защиту и достоверность полученных результатов, реализация работы и личный вклад автора, публикации по теме диссертации

Первая глава диссертации носит обзорный характер Она посвящена анализу технических требований к системам учета (СУ) ЭЭ и путей улучшения технического состояния учета ЭЭ на местах эксплуатации Рассматриваются существующие технические и метрологические требования, предъявляемые к СУ ЭЭ Эти требования подразумевают проведение периодических метрологических поверок (МП) ИК и повышение точности учета путем повышения класса точности (КТ) у средств измерений (СИ), методом их замены Анализируются различные нарушения норм и правил применения СИ, а также условий измерений ЭЭ Показывается, что предпринимаемые отдельные попытки повысить точность учета ЭЭ применением только за счет дорогостоящих счетчиков повышенного КТ (0,28), высокоточных измерительных трансформаторов напряжения (ТН), прокладки с большим сечением кабелей от ТН до счетчиков ЭЭ в ряде случаев не снижают суммарную погрешность ее измерений, а приводят лишь к избыточным затратам К аналогичному результату могут приводить и работы по автоматизации учета ЭЭ

При разработке АСКУЭ и их внедрения проблемы метрологического обеспечения (МО) измерений в настоящее время решаются в недостаточно полном объеме Показывается, что существующие схемные решения внедрения АСКУЭ предполагают жесткое соответствие существующим метрологическим параметрам учета ЭЭ, некоторые из которых нуждаются в доработке Это приводит к тому, что метрологическое и техническое обеспечение учета ЭЭ идут практически в параллельном направлении, соприкасаясь только на отдельных элементах, таких как, счетчики, ТТ, ТН и тд Взаимодействие эгих направлений может привести к существенному положительному эффекту в повышение точности учета ЭЭ В литературе практически отсутствуют данные о влиянии метрологических характеристик (МХ) конкретной измерительной составляющей учета ЭЭ на конечный результат по ИК Ставится задача диссертации по повышению достоверности данных обрабатываемых автоматизированными системами учета электроэнергии

Наличие грамотного метрологического и технического обеспечения учета ЭЭ, потерь напряжения в цепи ТН - счетчик, вторичных нагрузок ТТ и ТН позволяет оценить систематическую погрешность измерений ИК и учесть их в конечном результате измерения, что, в свою очередь, обеспечивает более точное определение небалансов и потерь ЭЭ, устраняет проблемы технического и юридического характера между продавцом и покупателем ЭЭ, способствует процедурам ввода в эксплуатацию АСКУЭ, дает возможность грамотно (экономя при этом значительные материальные затраты) модернизировать ИК, в том числе при создании и внедрении АСКУЭ

Во второй главе дано технико-экономическое обоснование необходимости перехода с индукционной СУ на АСКУЭ с привлечением метода ввода корректирующей метрологической составляющей ИК ЭЭ. Широкое внедрение АСКУЭ БП резко снижает величину коммерческих потерь ЭЭ Однако всегда остается вопрос о балансе между получаемой выгодой от внедрения подобных систем и недостатком от их более высокой стоимости по сравнению с более дешевыми системами учета ЭЭ Недостаточная ясность в этом вопросе приводит к торможению внедрения АСКУЭ БП В данном разделе приводится сравнительный анализ использования двух различных систем учета в домах с различным числом квартир на основе критерия срока окупаемости системы Сравнение проводится с системой учета на индукционных счетчиках. В настоящее время появляется система, в которой ИС заменяются на электронные счетчики без привязки их к общей системе сбора информации Это направление развития систем учета ЭЭ представляется половинчатым и нерациональным

Первоначальные затраты на установку систем (ПЗ) складываются из

- стоимости счетчиков (8), для индукционных счетчиков (ИС) (5яс) и для электронных счетчиков (ЭС) (Жэс);

- стоимости монтажа счетчиков (БМ), которая одинакова как для ИС, так и для ЭС, т е 5Мис= 5Мэс,

- стоимости пуско-наладочных работ (5Р), в которые входят проверка правильности включения и снятия МХ счетного устройства соответственно (¿'Рис и 57>эс),

- дополнительных затрат на установку АСКУЭ БП Последние включают в себя

-стоимость интерфейсных линии (81) между счетчиком и контроллером АСКУЭ БП, которая зависит от компоновки жилого дома, числа подъездов и этажей, числа квартир в подъезде и на этаже,

- стоимость самого контроллера (8К) для АСКУЭ БП, -стоимость программного обеспечения для АСКУЭ БП, (5ПО), -стоимость канала связи (Ж.С) между контроллером и центром сбора информации

Тогда для ПЗ на установку СУ с ИС имеем

ПЗИС = п (%с + БМИС + (1)

где и — число квартир (счетчиков), входящих в систему

Соответственно, ПЗ на установку системы АСКУЭ БП

ПЗЭС = и (5'эс + 8МЭС + 5РЭС + 57)+ т (Ж + 8ПО + 8КС) (2)

где т-число контроллеров, к которым подсоединяются индивидуальные электронные счетчики АСКУЭ БП

Максимальное число интерфейсных линий, которые можно в данный момент подключить к контроллеру, определяется его объемом памяти и равно 124 При числе квартир больше 124 в системе необходимо устанавливать дополнительный контроллер со своим программным обеспечением и каналом связи Приведенные ПЗ на установку системы учета ЭЭ с индукционными

счетчиками и АСКУЭ БП показаны на рис 1 Приведенные затраты получаются при делении стоимости системы по формулам 1 и 2 на число квартир

Как видно на рис 1, приведенные затраты для АСКУЭ БП резко зависят от числа квартир и испытывают скачки при числе квартир 125, 249 и т д Минимальная величина приведенных затрат составляет около 2100 руб для числа квартир кратного 124, т е при максимальной загруженности контроллера Приведенные затраты системы с ИС не зависят от числа квартир, составляют около 970 руб и меньше, чем для АСКУЭ БП

Стоимость эксплуатационных расходов (СЭР) систем с ИС и АСКУЭ БП складываются из следующих величин

- затрат на техническое обслуживание электросчетчиков, которые для систем ИС и АСКУЭ БП приблизительно равны,

- стоимости снятий показаний со счетчиков, рассчитываемой за период времени в один год

Она складывается из почасовой заработной платы контролера или инспектора (43П) и объема работ контролера Эта составляющая определяется нормами времени (НВ)

Поскольку в дальнейшем представляет интерес разность между стоимостью обслуживания системы с ИС и АСКУЭ БП, то первая составляющая эксплуатационных расходов может быть опущена Тогда стоимость эксплуатационных расходов (СЭР) для многоквартирного дома можно определить по следующим формулам

СЭРис=пЧЗП НВИС (3)

СЭРэс=т ЧЗП НВЭС (4)

На рис 2 показаны зависимости стоимости снятий показаний счетчиков в жилых домах в зависимости от числа квартир, рассчитанные по формулам 3 и 4 На рис 2 видно, что в случае системы с ИС стоимость растет прямо пропорционально числу квартир, а для АСКУЭ БП она зависит от числа контроллеров и скачкообразно изменяется при переходе через значение числа квартир (счетчиков) 124

10

ю

о

=3 р.

(Приведенные первоначальные затраты сисгсм с ИС и АСКУЭ БП

.. ^.АСКУЗ-Ш-------

60 120 180 Число квартир в доме

ю 300 «

3

и*

¡2150 о

к

о

и

О 0

Стоимость снятий показаний "ИС.

60 120 180 Число квартир в доме

Рис 1 Приведенные первоначаль- Рис 2. Зависимости годовой стоимости ные затраты на установку СУ с ИС снятий показаний счетчиков ЭЭ в жилом и АСКУЭ доме от числа квартир

Для расчета потерь и издержек систем учета следует учитывать следующие составляющие

1) потери, связанные с существованием порога чувствительности счетчиков (IV) Эти потери (Ху/) объясняются тем, что при потреблении ЭЭ ниже определенной величины счетчик не может учесть эту потребляемую ЭЭ, а значит, эта часть ЭЭ остается неоплаченной потребителем Для ИС он равен 10 Вт (Игис= Ю Вт), а для электронных - 3 Вт (¡^зс=3 Вт). Для определения экономической составляющей этой слагаемой потерь следует знать средние значения потребления ЭЭ в одной квартире, стоимость электроэнергии и процент низкоэнергетического потребления, который не учитывается счетчиками Величины потребленной ЭЭ (Спот) колеблются в достаточно широких пределах от 50 кВт час/месяц до 500 кВт час/месяц. Однако для среднестатистической квартиры потребление составляет величину порядка 220 кВт-час/месяц Стоимость ЭЭ (2) также различается, хотя и не так сильно, как ее потребление, и для бытовых потребителей может быть принята

руб/кВтчас Наиболее сложной для оценок является процент низкоэнергетического потребления, к которому относятся различные устройства (в основном телевизоры) в режиме ожидания Хотя такие устройства в режиме ожидания потребляют мало ЭЭ, они включены в этот режим круглосуточно, что существенно повышает общее потребление ЭЭ Наиболее простой приближенный способ учета этой составляющей состоит в том, что считается потребление по максимуму порога чувствительности

(5)

2) потери, связанные с неправильным снятием показаний счетчиков (Хц), включая случаи неоплаты потребителями счетов за использованную ЭЭ. Эти потери составляют величину порядка 5% от потребленной ЭЭ. Они характерны только для системы с ИС В АСУКЭ БП снятие показаний происходит еженедельно и позволяет оперативно отключать злостных неплательщиков Принимая среднее потребление в квартире СПот ~ 220 кВт час/месяц, эта составляющая определится как

Хп = 0 05 12 Z Спот ^ ^

3) потери, связанные с хищением ЭЭ (Хх) Этот вид потерь также характерен только для системы с ИС По статистике они в два раза превышают потери предыдущего раздела и составляют около 10%, те около 260 руб /(год счетчик)

Общие потери (X) для одной квартиры в жилом доме в год составят

ХИС - х№„с +Хп+Хх ^

ХЗС = хшэс (8)

Можно принять за срок окупаемости АСКУЭ БП число лет эксплуатации, при котором суммарная стоимость систем сравняется между собой, т е когда ССИС = ССЭС Тогда срок окупаемости АСКУЭ БП может быть определен следующим образом

yQK -

ПЗис-ПЗэс

СЭРэс - СЭРэс + «■ (Хэс - ХМС)

Расчеты срока окупаемости по формуле 10 показаны на рис.3

"I ■ 1 ;-—--т-гт^

- —;.....:■ ; Срок окупаемости АСКУЭ ¡il l L-J-

(10)

itttt

..........

......1.-4-4-М.......

{ ; Г~

160 200 260 ЧИСЛО квартир п доме Рис. 3. Срок окупаемости системы АСКУЭ БП.

Приведенный анализ сроков окупаемости систем АСКУЭ БП показывает, что внедрение подобных систем учета ЭЭ у бытовых потребителей экономически оправдано,

В треч ьен главе диссертации описаны эксперименты по исследованию индивидуальных характеристик ТТ, Приведен анализ этих экспериментов, указывается на возможность получения более важной информация но результатам стандартной МП ТТ только изменением формы отчетности И доказывается необходимость усовершенствования методики поверки и учета нелинейности кривой намагничивания ТТ при намерениях первичных токов,

Если оценивать эффект «генерации в лиши», рис. 4, с финансовой точки зрения, то получается, что за «генерацию в линии» приходигся платить потребителю ЭЭ,

□ Ручной съем

Киндери - ЗаиГРЗС- ЗайГРЭС- Киндери- ТЗЦ-З- Киндори- в Л

ЗайГРЭС НКГЭС Нкамскав-1 ТЭЦ-3 ЗДольех 3. Дольская

Рис. 4. Эффект «генерации в линиях» ОАО «Татэнерго».

Из рис 4 видно, что общая величина эффекта «генерации в линии» составляет 1598,9 тыс кВтч Если принять стоимость одного кВтч равным 0,74 рубля, то получается, что ежедневные потери от эффекта «генерации в линии» в ОАО «Татэнерго» составляют 11183186 руб

Для повышения достоверности учета электроэнергии в измерительных цепях необходимо основываться не только на техническом перевооружении энергообъекта, поскольку это является дорогостоящим мероприятием Для повышения достоверности учета ЭЭ можно предложить совместить мероприятия по техническому переоснащению энергосистем с учетом индивидуальных характеристик ТТ путем ввода индивидуальных характеристик ТТ на программном уровне Для этого были проведены экспериментальные исследования индивидуальных характеристик ТТ

Для проведения экспериментов были отобраны наиболее распространенные трансформаторы ТШЛП 10 -2000/5, 3000/5 ном вт нагр 20 В А, КТ 0,5, ТПЛ-10-1-200/5, ном вт нагр 10ВА, КТ 0,5, Т-0,66УЗ 100/5, 2- Т-0,66УЗ 150/5, 3- Т-0,66УЗ 30/5, 4- ТК-20,066 30/5, 5- ТК-2-0,066 100/5, 6- ТК-2-0,066 150/5 ном вт нагр 5 В А, КТ0,5

Экспериментальные исследования по расширенным МП проводились в специализированной лаборатории при нормальных условиях и различных вторичных нагрузках по мощности и при созср=0,8 (характер нагрузки активно-индуктивный) Эксперимент проводился при первичных токах в диапазоне 0,5 - 120 % от номинального тока ТТ В эксперименте применялся диффе-ренцально-нулевой метод с использованием образцового ТТ и компаратора вторичных токов Типичный результат поверки приведен на рис 5

0,4-т 0,2-I 0,0-

с 3

¡-0,2-

i с

i-0,4-| э

-0,6-

-0,8-

Т-0,66>3 100/5 ^М*-*"""

^ ^ А - двойная вторичная ншрузка

® - ночиаачьнчя вторичная нагрузка

Jm - лот арифчичсокая функция

& ---экспопенпиальная функция

А — функция Болылмана

0

Рис

0,2 0,6 1,0 Ошосш-ечыше значение первичного тока (j!7hom)

5 Результаты поверки ТТ и их аппроксимация

Подбор функций аппроксимации экспериментальных результатов производился с использованием программы Origm7 Получение аппроксимирующих кривых проводилось по методу наименьших квадратов для несколь-

ких типов функций Всего использовалось около 40 различных функций Восемь из них оказались наиболее подходящими как по сумме квадратов наименьших отклонений, так и по форме теоретических кривых Использовались следующие аппроксимирующие функции логарифмическая (1), Гаусса (2), экспоненциальная (3), Больцмана (4), гиперболическая (5), Лоренца (6), полинома второй степени (7), полинома третей степени (8) (табл 1)

В табл 1 приведены суммы квадратов отклонений при аппроксимации вышеуказанными функциями

Таблица 1

Результаты аппроксимации результата эксперимента различными функциями

Марка ТТ Сумма квадратов отклонений (Б) при аппроксимировании функциями, 10"3 %2

1 2 3 4 5 6 7 8

1 Т-0,66УЗ 100/5 2 2,7 0,95 2,6 2,3 2,7 2,3 2,6

2 Т-0,66УЗ 150/5 0,7 5,7 0,8 2,8 0,8 6 4,7 2,1

3 Т-0,66УЗ 30/5 1 1,3 0,2 1,2 1,2 1,4 1,1 0,9

4 ТК-2-0,66 30/5 0,06 0,7 0,06 0,3 0,07 0,9 0,6 0,4

5 ТК-2-0,66 100/5 0,3 16 0,2 5,2 0,5 16,5 13,5 9

6 ТК-2-0,66 150/5 1,8 2,4 0,8 2,3 2,2 2,4 2 2,2

7 ТПЛ-10-1-200/5 1,5 1,2 1,7 1,4 1,4 1,4 1 1,2

8 ТШЛП 10 -2000/5 0,5 0,4 0,7 0,5 0,6 0,35 0,5 0,45

9 ТШЛП 10 -3000/5 0,1 0,15 0,14 0,12 0,12 0,16 0,12 0,12

5 2 й 2? 1

л а

5 о %

03

С. «

о-а 0 1

•-Ь

О-С о

о

о о 0 9 п ° | 8 П | 9

• О О . а

«

| 4 +А2[1-ехй|

~ 2- • □ Р-А1 0-А2 4^2 «

3 2 а о- 8 ! в 1 ? 9 * й 8

т—< 1—«

1 3 5 7 9 Номер трансформатора тока Рис б Параметры функции 1.

1 3 5 7 9 Номер трансфер «агора тока Рис 7 Параметры функции 3

В результате анализа данных (табл 1) можно выделить две наиболее подходящие функции это логарифмическая (I) и экспоненциальная (3) На рис 6 и 7 для этих двух функций приведены подгоночные параметры

Сравнение численных данных подгоночных параметров и диапазонов их изменения для испытанных ТТ показало, что функция 3 дает значительно больший разброс параметров, чем функция 1 Так, для 3, 6 и 9 ТТ они на три порядка превышают параметры других ТТ и не уложились в область рис 7 Считая, что подгоночные параметры некоторым образом связаны с нелиней-

ностью кривой намагничивания ТТ и принципиально не должны значительно отличаться для различных ТТ, можно заключить, что наиболее подходящей функцией аппроксимации экспериментальных данных является логарифмическая функция 1 Используя аппроксимирующие функции и экспериментальные данные, можно определить реальное среднее квадратичное отклонение а при доверительной вероятности 0,95, т е погрешность измерений первичного тока в ТТ Доверительный интервал апроксимируещей функции определяется как

Л = кс а = кс ■

Vя («- О > (п)

где п - число измерений (п=10), кс - коэффициент Стьюдента (кс =2,26), 8 -сумма квадратов отклонений экспериментальных значений первичного тока от значений тока, определяемых по аппроксимирующей функции, табл 1.

Из анализа данных табл 2 следует, что реальная ошибка измерений тока ТТ не превышает 0,1 % , а в большинстве случаев сравнима с точностью, определяемой классом точности образцового эталонного двухступенчатого ТТ «ИТТ-3000.5» (КТ 0,01) Из этих данных можно предложить следующее улучшение методики поверки ТГ При составлении отчета о результатах МП следует приводить не только данные о соответствии или несоответствии ТТ заявленному классу точности, но и приводить информацию о классе точности эталонных ТТ, которые использовались при поверке, числе точек учета, которое желательно увеличить хотя бы до 7 и коэффициентах аппроксимирующей логарифмической функции

Таблица 2

Погрешности измерений первичного тока ТТ при использовании

аппроксимирующих функций и доверительной вероятности 0,95

Марка ТТ S, 10-3 Ошибка аппроксимации 5, %,

1 Т-0,66УЗ 100/5 2 0,01

2 Т-0,66УЗ 150/5 0,7 0,006

3 Т-0,66УЗ 30/5 1 0,008

4 ТК-2-0,66 30/5 0,06 0,002

5 ТК-2-0,66 100/5 0,3 0,004

6 ТК-2-0,66 150/5 1,8 0,1

7 ТПЛ-10-1-200/5 1,5 0,009

8 ТШЛП 10 -2000/5 0,5 0,005

9 ТШЛП 10 -3000/5 0,1 0,002

Тогда формула определения величины первичного тока по величине измеренного вторичного будет выглядеть так

11 = к /2 (1 + 0,01 А), (12)

где к- коэффициент трансформации ТТ,

А = а + Ь 1п

где 1\ - величина первичного тока, /2 - величина вторичного тока, а,Ь,с~ коэффициенты аппроксимирующей функции

Вводом корректирующей функции КФ (12) можно поднять точность измерений ЭЭ Фактически, откалибровав ТТ по прецизионному калибровочному ТТ, можно повышать точность измерения на измерительном ТТ до величины, сравнимой с погрешностью эталонного ТТ

В четвертой главе приводится разработанная методика диагностирования технического состояния АСКУЭ без потери её работоспособности Выполнен анализ возможных мест учета индивидуальных характеристик ТТ в АСКУЭ и анализ состояния ИК учета ЭЭ напримере энергообъектов ОАО «Татэнерго» с АСКУЭ Вносятся предложения по совершенствованию системы учета электроэнергии

В первом параграфе главы описывается сущность предлагаемой методики Методика заключается в модификации рекомендованного к применению балансового метода диагностики состояния ИКЭ, основанного на сравнении допустимого и фактического небалансов ЭЭ какого-либо энергообъекта При расчете допустимого небаланса энергообъекта по формуле

учитывать результаты метрологических поверок трансформаторов тока и их индивидуальные характеристики На рис 6 и 7 показана эффективность модифицированной методики в сравнение с обычной методикой для определения неисправных ИКЭ

Диагностирование технического состояния АСКУЭ без потери ее работоспособности является чисто технической проблемой, и подобная модификация не запрещена действующими регламентирующими документами Уровень автоматизации систем учета и сбыта ЭЭ позволяет использовать подобную методику Вышеописанная методика была опробована на ПС Кутлу-Букаш в 2005 г, где был определен неисправно работающий измерительный канал на присоединении мощностью 1,5 МВт Снижение предела допустимого небаланса ЭЭ даст возможность явно обнаружить отказ отдельных элементов ИК, таких, как отказ ТТ, ТН, счетчика, линий связи, контроллера, УСПД Кроме этого предлагаемый механизм позволяет выявлять неправильное подключение элементов ИК, что является распространенной ошибкой при проведении работ во вторичных цепях ТТ и ТН

(14)

предлагается при расчетах погрешностей отдельных ИКЭ

(15)

Рис. б.График балансов РУ-10 кВ 1- Рис 7.График балансов РУ-10 кВ 1-

8Фак, гЛдоп, З-Адои, модельный бФак, гАдоп, Ъ-ё2допг модельный расчет с выходом из строя ИКЭ расчет с выходом из строя и учетом

корректирующей функции.

Приводится анализ возможных мест учета индивидуальных характеристик ТТ в АСКУЭ Результаты позволяют рекомендовать проведение подобного учета на автоматизированном рабочем месте в центре сбора информации по результатам получасовых суточных графиков нагрузки

Выполнен анализ состояния ИКЭ энергообъектов ОАО «Татзнерго» Показывается, что число требующих модернизации ИК составляет менее 5% от общего числа ИКЭ Однако стоимость работ по заменам оборудования составляет десятки миллионов рублей На основе детального рассмотрения вопроса погрешностей ИК с учетом всех его составляющих предлагается изменение порядка проведения модернизации с целью снижения производственных затрат Предлагается часть физически исправных ТТ, но не прошедших поверку по классу, точности заменять во вторую очередь, а приведение к классу делать на основе учета их индивидуальных характеристик программным способом Освободившиеся ресурсы направить на замену другого оборудования (например счетчиков ЭЭ), вносящего большие изменения в погрешность ИКЭ Поверка ТТ на месте их эксплуатации отбраковывает лишь незначительный процент ТТ. Оценка экономической эффективности предлагаемых мероприятий дает величину - 30 млн руб. в год

Следует отметить, что систематическая погрешность (СП) измерений ЭЭ не ограничивается только зависимостью от первичного тока ТТ. Систематическими (не случайными, поддающимися контролю и коррекции) являются, например, погрешности ТТ в зависимости от вторичной нагрузки, угловая погрешность ТТ, погрешность ТН по напряжению и угловая погрешность ТН в зависимости от мощности нагрузки, погрешность из-за потери напряжения в линии присоединения ТН и счетчика, погрешность трансформаторной схемы подключения счетчика, погрешность счетчика от изменения тока и напряжения в цепи счетчика, изменение температуры окружающего воздуха,

несимметрии напряжения Это далеко не полный перечень систематических ошибок измерений, которые можно и нужно учитывать при измерениях ЭЭ Понятно также, что внедрение подобного учета для взаиморасчетов с потребителями ЭЭ возможно лишь при соответствующей корректировке нормативного положения

При значительной автоматизации учета ЭЭ в центре сбора информации можно в автоматизированном режиме получать получасовые балансы ЭЭ с энергообъектов с учетом корректирующих функций ТТ, предложенных в третьей главе Это даст нам следующие возможности, повысить точность измерений всего ИК без дорогостоящих работ по замене ТТ и ТН, быстрее распознавать отказ оборудования (счетчиков, контроллеров и т п ), уменьшить величину небаланса ЭЭ по энерообъектам, сводить балансы ЭЭ по сетям, ПС, станциям и в целом по объединению, использовать более дешевые первичные преобразователи (с заниженным метрологическим КТ)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 На основании анализа распределения, потребления и оплаты ЭЭ разработана система оценки срока окупаемости АСКУЭ БП, учитывающая эксплуатационные издержки системы и потери ЭЭ Данная методика показала, что внедрение подобных СУ ЭЭ у БП экономически оправдано и удобно как для организаций занимающихся сбытом ЭЭ, так и для потребителей ЭЭ

2 На основе частотного анализа случаев возникновения положительного сальдо перетока ЭЭ в ЛЭП (эффект «генерации в линии») показано, что данный эффект связан с различием индивидуальных характеристик трансформаторов тока и работой ТТ при низкой нагрузке в линиях электропередач Предложены мероприятия по снижению эффекта «генерации», одно из которых заключается в системе подбора группы однофазных ТТ не только по их номинальным характеристикам, но и их индивидуальным характеристикам

3 На основании проведенных экспериментальных исследований ТТ развита система поверки измерительных трансформаторов тока, в результате которой определяются коэффициенты корректирующей функции ТТ с изменением формы отчета о поверки ТТ Предлагаемая форма отчета содержит информацию о классе точности и коэффициенты корректирующей функции данного ТТ, что позволяет использовать этот отчет как основной элемент для расчета индивидуальных характеристик ТТ

4 На основе проведения экспериментальных исследований по вводу индивидуальных характеристик ТТ в электроэнергетических системах и комплексах разработана методика быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем промышленных и БП без потери ее работоспособности, которая основана на снижении предела допустимого баланса ЭЭ Выполнен анализ возможных мест ввода индивидуальных характеристик ТТ в энергетической системе на основе получасовых значений ЭЭ

Таким образом, задача повышение достоверности данных, получаемых автоматизированными системами учета электроэнергии, решена

Основное содержания диссертации отражено с следующих работах:

1 А Е Усачев, Ф Ф Муллин, М М Камалов /Перспективы развития АСКУЭ БП //Известия вузов Проблемы энергетики 2004 № 3-4. С 15-18

2 А Е Усачев, Ф Ф Муллин /Систематические погрешности трансформаторов тока // Известия вузов Проблемы энергетики 2005 №7-8 С 8-12

3 А Б Усачев, Ф Ф Муллин, А И Терехова / Совершенствование системы учета электроэнергии в ОАО «Татэнерго» // Известия вузов Проблемы энергетики 2006 № 11-12 С 20-24

4 АЕ Усачев, Ф Ф Муллин, А И Терехова/Учет систематических погрешности трансформаторов тока на подстанции Кутлу-Букаш // Материалы докладов международной научно-практической интернет-конференции, «Электрооборудование и электрохозяйство процессы и системы управления ЭЭПС-2005» Казань КГЭУ 2005 С 11-12

5 А Е Усачев, Ф Ф Муллин, А И Терехова /Учет электроэнергии // Материалы докладов V российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности» Ульяновск 2006 С 7-8

6 А Е Усачев, Ф Ф Муллин, А И Терехова /Повышение точности учета в электротехнических системах и комплексах // Материалы докладов интернет-конференции, «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности» Н Новгород 2006 С 6-8

7 А Е Усачев, Ф Ф Муллин, А И Терехова /Погрешность измерительного комплекса учета электроэнергии П Материалы докладов XI международная научно-технической конференции, «Радиотехника, электротехника, энергетика» Москва 2005 С 14

8 А Е. Усачев, Ф Ф Муллин, А И Терехова /Анализ погрешности измерительного комплекса учета электроэнергии // Материалы докладов ежегодной международной научно-технической конференции Москва 2005 С

5-8

Лиц. № 00743 от 28 08 2000 г Подписано к печати 29 06 2007 г Гарнитура "Times" Физ печ л 1,0 Тираж 100 экз

Вид печати РОМ Уел печ л 0,94 Заказ № 3026

Формат 60x84x16 Бумага офсетная Уч -изд л 1,0

Типография КГЭУ 420066, Казань, Красносельская, 51

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.10

ГЛАВА 1. СИСТЕМЫ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.11

1.1. Проблемы учета электроэнергии.11

1.2. Структурные схемы автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии.18

1.2.1. Структурная схема АСКУЭ электрических сетей.18

1.2.2. Структурная схема АИИС промышленных предприятий.19

1.2.3. Структурная схема АИИС тепловой электроцентрали.20

1.2.4. Структурная схема АИИС бытовых потребителей (БП).21

1.3. Технические требования, предъявляемые к автоматизированным информационно-измерительным системам (АИИС).21

1.3.1. Общие требования к АИИС.21

1.3.2. Требования к измерительно-информационному комплексу.23

1.3.3. Требования к трансформаторам тока и напряжения.24

1.3.4. Требования к вторичным цепям.25

Потери напряжения в цепи.25

1.3.5.Требования к счетчикам электроэнергии.26

1.3.6. Требования к информационно-вычислительному комплексу электроустановки.28

1.3.7. Требования к промконтроллерам (УСПД).29

1.3.8. Требования к информационно-вычислительному комплексу.32

1.3.9. Требования к каналам связи.34

1.3.10. Требование к надежности АИИС.35

1.3.11. Требования к метрологическому обеспечению.36

Выводы по первой главе.38

ГЛАВА 2. ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ АСКУЭ БЫТОВЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И РАСЧЕТ ИХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ.41

2.1.Системы сбора информации с первичных датчиков.41

2.1.1 Сбор информации с интеллектуальных счетчиков.41

2.1.2 Сбор данных с нескольких домов на одну ТП.46

2.2 Цели создания автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии бытового и мелкомоторного сектора.48

2.2.1 Решаемые задачи при создании систем АСКУЭ.48

При создании АСКУЭ БП решаются следующие задачи:.48

2.2.2. Цели и решаемые задачи при внедрении системы АСКУЭ БП.51

2.3. Расчет экономической эффективности автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии.52

2.3.1. Краткое описание системы.52 2

2.3.2.Оценка экономической эффективности АСКУЭ.56

Выводы по второй главе.69

ГЛАВА 3. ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ НЕБАЛАНС ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МЕТОДИКА ЕГО УСТРАНЕНИЯ.70

3.1. Эффект «генерация в линии».70

3.2 Экспериментальные исследования индивидуальных характеристик трансформаторов тока.76

3.2.1. Описание выбора поверяемых ТТ.76

3.2.2. Условия проведения эксперимента.77

3.2.3. Метод проведения эксперимента.78

3.2.4 Обработка результатов эксперимента.79

3.2.5. Выбор аппроксимирующей функции.85

3.2.6. Анализ результатов эксперимента.88

Выводы по третьей главе.94

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ УЧЁТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМАХ.95

4.1. Методика диагностирования технического состояния систем АСКУЭ без потери его работоспособности.95

4.2. Анализ возможных мест учета индивидуальных характеристик ТТ в АСКУЭ.105

4.3. Анализ состояния ИК учета ЭЭ энергообъектов ОАО «Татэнерго» с АСКУЭ.110

4.4. Предложения по совершенствованию системы учета электроэнергии в ОАО «Татэнерго».115

ВЫВОДЫ ПО ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ.123

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.124

СПИСОК ЦИТИРУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.126

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ. 136

ПРИЛОЖЕНИЕ № 2. ПОКАЗАНИЯ ИК НЕКОТОРЫХ ЛЭП В АСКУЭ И ПРИ РУЧНОМ СЪЁМЕ ЗА МАРТ 2002 Г.140

ПРИЛОЖЕНИЕ № 3. ПОЛУЧАСОВЫЕ ГРАФИКИ НАГРУЗОК НЕКОТОРЫХ ЛЭП.141

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

В период реструктуризации Российской энергетики, когда из АО-энерго выделяются самостоятельные генерирующие, сбытовые, сетевые и др. компании, задача достоверности измерений объемов электроэнергии становится еще более актуальной в связи с необходимостью упорядочения финансовых расчетов за поставленную (проданную) и полученную (купленную) электроэнергию в рамках бывших АО-энерго на новом, более качественном уровне. Таким образом, основной целыо учета электроэнергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии на оптовом и розничном рынках электроэнергии России. Правильная организация учета электроэнергии важна потому, что ее производство, передача, распределение и потребление практически совпадает во времени, и допущенная ошибка в учете электроэнергии не поддается исправлению методом повторного учета электроэнергии. Именно поэтому все установки, вырабатывающие, передающие, распределяющие и потребляющие электроэнергию оборудуются соответствующими приборами учета. В связи с этим возрастает значимость автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, которая позволяет отслеживать в оперативном режиме производство и потребление электроэнергии, вести историю потребления электроэнергии абонентами и сводить балансы электроэнергии как по энергообъекту, так и по АО-энерго в целом.

В связи с образованием новых границ точек поставки электроэнергии наблюдается рост коммерческих потерь, обусловленных плохой организацией учета электроэнергии, морально устаревшим парком средств учета электроэнергии, в новых границах поставки. При отсутствии хищений появляются значительные небалансы электроэнергии по всем структурам рынка электроэнергии. Сложившаяся ситуация только способствует хищениям электроэнергии, так как не позволяет эффективно с ними бороться. Существующее положение в организации учета электроэнергии не позволяет снизить коммерческие потери электроэнергии, объем которых возрастает. Вследствие недостоверности получаемой информации по электропотреблению значительно искажаются показатели работы энергосистемы.

Таким образом, основная задача диссертации - исследование взаимосвязей между организацией учета электроэнергии (ЭЭ) и техническим обеспечением учета ЭЭ в электроэнергетических комплексах и системах, оценка их влияния на коммерческие потери, что является актуальным.

Основной целыо работы является повышение достоверности данных получаемых автоматизированными системами учета электроэнергии.

Объект настоящего исследования - системы учета электроэнергии в электротехнических комплексах и системах.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- при оценке срока окупаемости АСКУЭ бытовых потребителей (БП) необходимо учитывать эксплуатационные издержки системы и потери ЭЭ;

- вероятность возникновения положительного сальдо перетока ЭЭ в линиях электропередачах (эффект «генерации в линии») возрастает при использовании ТТ с различными индивидуальными характеристиками;

- нормативные поверки измерительных ТТ следует дополнить определением индивидуальных характеристик ТТ;

- для быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем, промышленных и бытовых потребителей следует использовать индивидуальные характеристики ТТ.

Практическая ценность работы. Р азработан и реализован структурный метод ввода индивидуальных характеристик составляющей измерительного комплекса (ИК) в результат измерения ЭЭ. Разработаны мероприятия по повышению эффективности учета ЭЭ в АСКУЭ, позволяющие проводить учет ЭЭ с повышенным классом точности ИК, не проводя дорогостоящих мероприятий по техническому перевооружению данных измерительных каналов.

Достоверность результатов обеспечивается использованием апробированных методик расчетов; применением высокоточных измерительных приборов, прошедших метрологические поверки; разработанным и утвержденным центром сертификации и метрологии порядком проведения экспериментов; математической и физической обоснованностью примененных допущений; сопоставимостью с известными, опубликованными в научной литературе исследованиями.

Реализация работы. Научные и практические результаты диссертационной работы внедрены в ООО «Энергоучет» и филиале ОАО «Тат-энерго» - «ТатАИСэнерго», в виде программно-технического комплекса по построению балансов электроэнергии различных энергобъектов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались и обсуждались, на ежегодной международной научно-технической конференции студентов и асспирантов, Москва, 2004; на XI международной научно-технической конференции «Радиотехника, электротехника, энергетика», Москва, 2005; на международной научно-практической интернет-конференции «Электрооборудование и электрохозяйство» процессы и системы управления ЭЭПС-2005» КГЭУ, Казань; на V российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», Ульяновск, 2006; на интернет-конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», Н.Новгород, 2006.

На защиту выносятся:

- система оценки срока окупаемости АСКУЭ БП, учитывающая эксплуатационные издержки систем и снижение потерь ЭЭ;

- утверждение, что положительное сальдо перетока ЭЭ в ЛЭП (эффект «генерации в линии») связано с работой трансформаторов тока при низкой нагрузке в линиях электропередач;

- усовершенствованная система поверки измерительных трансформаторов тока, в результате которой определяются коэффициенты корректирующей функции ТТ;

- методика быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем, промышленных и БП, основанная на снижении предела допустимого баланса ЭЭ.

Личный вклад автора - проведение экспериментальных исследований и интерпретация полученных результатов, анализ состояния ИКЭ, разработка методик и рекомендаций.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Содержание диссертации по главам.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка используемой литературы из 88 наименований и приложений.

Выводы по четвертой главе.

При переоборудовании измерительного комплекса учета электроэнергии путем замены ТТ и счетчиков на более высокий класс точности можно добиться в нормальных условиях эксплуатации минимальной погрешности 507мин=±О,5 %. Однако погрешности на технически переоборудованных объектах при малых нагрузках могут достигать 5^макс=±3,5 %, т.е. превышать в 7 раз.

Определение индивидуальных поправочных коэффициентов ТТ и введение корректирующих функций в узлах учета электроэнергии позволит снизить погрешности измерений до минимального значения без дорогостоящего переоборудования энергоустановок.

При решении задач уменьшения пределов допустимого небаланса ЭЭ на энергообъектах следует руководствоваться комплексным решением, описанным выше, то есть проводя технические мероприятия по повышению точности учета, одновременно проводить работы по вводу индивидуальных характеристик ТТ в узле учета.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе развит комплексный подход к совершенствованию как метрологического, так и технического обеспечения средств измерений на основе оптимизации характеристик ИК. Данный подход основан на анализе и оценке работы отдельных элементов ИК в реальных условиях эксплуатации энергообъекта. Только по результатам такого комплексного анализа следует делать заключение о целесообразности проведения технических мероприятий по повышению достоверности учета ЭЭ на данном ИК.

Проведен анализ целесообразности внедрения системы АСКУЭ БП с учетом технических и структурных характеристик систем учета ЭЭ. Анализ экономической эффективности внедрения системы АСКУЭ БП показал, что внедрение подобных систем учёта электроэнергии у бытовых потребителей экономически оправдано и удобно как для организаций, занимающихся сбытом ЭЭ, так и для потребителей ЭЭ.

Предложена модель появления отрицательного небаланса в ЛЭП (эффекта «генерации в линии»), которая основана на существовании систематических погрешностей ТТ. Предложены мероприятия по снижению эффекта «генерации», одно из которых заключается в методике подбора группы однофазных ТТ не только по их номинальным характеристикам, но и их индивидуальным характеристикам.

Предложена усовершенствованная форма отчета о метрологической поверке измерительных трансформаторов тока. Предлагаемая форма должна содержать не только информацию о классе точности, но и индивидуальные коэффициенты корректирующей функции данного ТТ, что позволяет использовать этот отчет как основной элемент для расчета корректирующей составляющей нелинейности кривой намагничивания ТТ.

Разработана методика учета нелинейности кривой намагничивания ТТ при измерениях первичных токов в реальных условиях работы ИК, в основе которой лежит усовершенствованная форма метрологического отчета. Методика включает в себя способ ввода корректирующей составляющей нелинейности кривой намагничивания ТТ в получасовые результаты измерения ЭЭ в пунктах сбора информации.

Разработана методика быстрой локализации неисправных измерительных каналов АСКУЭ энергосистем промышленных и БП без потери её работоспособности, которая основана на учете индивидуальных характеристик элементов ИК (ТТ) и снижении предела допустимого небаланса ЭЭ.

1. Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электрической энергии и мощности. М.: Изд-во НЦ ЭНАС. - 1999 - 198 с.

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

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

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

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

6. Гуторцев, A. JL Комплексная автоматизация энергоучета на промышленных предприятиях и хозяйственных объектах / Современные технологии автоматизации. 1999, №3. с. 3 - 5.

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

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

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

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

11. ГОСТ 6570-75(ШСТ 6570-96). Счетчики электрические активной и реактивной энергии индукционные: Общие технические условия.

12. ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S)

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

14. Нормативные документы для тепловых электростанций и котельных / Нормы погрешности измерений технологических параметров тепловых электростанций и подстанций: РД 34.11.32196.

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

16. Гигиенические требования к видеодисплейным терминалам, персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы: СанПиН 2.2.2.542-96.

17. ГОСТ Р 51318.22-99. Совместимость технических средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от оборудования информационных технологий. Нормы и методы испытаний19. ГОСТ 6570-75 ст. СЭВ.

18. Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений // Приказ Госстандарта РФ от 18 июля 1994 г. N 125.

19. Испытания для целей утверждения типа измерительных систем: МИ 2441-97.

20. ГОСТ Р 8.563-96. Государственная система обеспечения единства измерений: Методики выполнения измерений.

21. Типовая программа проведения энергетических обследований подразделений электрических сетей АО-энерго: РД 153-34.309.166-00. М.: СПО ОРГРЭС, 2000.

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

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

24. Makansi, J. Energy storage: The sixth — and missing — link in the electricity value chain / Global Energy Business. 2001, July/August.

25. Electricity Reform: Power Generation Costs and Investment. -IEA/OECD, 1999.

26. Типовая инструкция по учету электроэнергии при её производстве, передаче и распределении: РД 34.09.101-94.

27. О некоторых тенденциях развития коммерческого учета в условиях формирования рынка электроэнергии / Московский, А.Е. Метрология электрических измерений в электроэнергетике //

28. Материалы докладов второй научно-практической конференции. Москва, 2002 г.

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

30. О создание современных систем учета и контроля за электропотреблением / Приказ РАО ЕЭС России № 432 от 07.08.2000 г.

31. ГОСТ 30207-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2).

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

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

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

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

36. Усачев, А. Е., Муллин, Ф. Ф., Терехова, А.И. / Анализ погрешность измерительного комплекса учета электроэнергии // Материалы докладов ежегодной международной научно-технической конференции. Москва. 2005. 1 е.

37. О внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии, отпускаемой бытовым потребителям / Постановление главы администрации г. Казани № 65 от 19.01.2002 г.

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

39. О создании современных систем учета и контроля за электропотреблением / Приказ РАО «ЕЭС России» № 432 от 07.08.2000.

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

41. De Vries, L. J., Hakvoort, R. A. Market Failure in Generation Investment? The Dutch Perspective. 5th Int. Conf. on Power System Management and Control, Proc., London, UK. 2002. April 17-19. P. 7-12.

42. О тарифах на электрическую энергию (мощность), поставляемую на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) / Постановление ФЭК РФ № 89 от 29.10.2003.

43. Соколов, В. С. Непрерывный мониторинг основа решения проблемы качества электроэнергии. М. : Технологии ЭМС, 2003, №1.

44. Соколов, В. С. Метод организации непрерывного контроля (мониторинга) качества электрической энергии в центре питания сетевого предприятия. М.: Технологии ЭМС, 2002, №1.

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

46. Контроль, мониторинг и управление качеством электрической энергии / Соколов, B.C. М. : ООО "НПФ "Солис-С", Электро №5 2003

47. ГОСТ Р 52069.0-2003. Защита информации: Система стандартов / Основные положения.

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

49. ГОСТ Р 51275-1999. Защита информации: Объект информатизации / Факторы воздействующие на информацию // Общие положения.

50. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике: Основные понятия / Термины и определения.

51. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная / Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

52. Усачев, А. Е., Муллин, Ф. Ф., Терехова, А. И. Совершенствование системы учета электроэнергии в ОАО «Татэнерго». М. : Изд-во. Высш. Уч. Зав. Проблемы энергетики 2006 г. № 11-12.

53. О федеральной целевой программе «Жилище» на 2002 2010 гг / Постановление правительства РФ от 17.09.2001 г. № 674.

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

55. Ценник № 2, на экспериментальные и пусконаладочные работы.

56. Стоимость применение запасных частей / Минэнерго СССР от 06.01. 1986 г. (ч. 1.2 стр.91).

57. Обзорная информация по энергосбытовой деятельности энергосистемы ОАО «Татэнерго» и работы по снижению расхода электроэнергии на её транспорт / Статистические данные за 2001. М.: Изд-во ОАО Татэнерго № 6,2002.

58. Воропай, Н. И. Инвестиции и развитие электроэнергетики в рыночной среде. Иркутск. М.: ИСЭМ СО РАН, 2002.

59. Китушин, В. Какая должна быть тарифная система на конкурентном рынке электроэнергии России? / Экономика электроэнергетики: Рыночная политика. Новосибирск. М. : СО РАН, 2001. с. 324-331.

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

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

62. Усачев, А. Е., Муллин, Ф.Ф. Систематические погрешности трансформаторов тока. М. : Изв-во. высш. уч. зав. Проблемы энергетики. 2005 г. № 7 - 8.

63. Беляев, JI. С., Марченко, О. В., Подковальников, С. В. Рост цены электроэнергии, необходимый для развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку / Известия АН. Энергетика. 2002. № 5. С. 49—61.

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

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

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

67. Гидроаккумулирующие электростанции. Строительство и эксплуатация Загорской ГАЭС/ Серебряников Н.И., Родионов В.Г., Кулешов А.П. и др.. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. - 355 с.

68. Мафук, В. И., Родионов, В. Г. Проблемы формирования тарифов за электроэнергию на ГАЭС в условиях рынка / Электрические станции. -2002. № 2. С. 2—9.

69. Марков, В. А. Карьер — кладовая энергии / Интертехно. 2002. № 2. С. 45—48.

70. Стародубцев, Ю. Н., Белозеров, В. Я. Магнитные свойства аморфных и нанокристаллических сплавов. М. : Урал, ун-та, 2002. - 384 с.

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

72. Проблемы мониторинга качества электроэнергии / Соколов, В. С. М. : ООО "НПФ Солис-С / Промышленная энергетика, №1, 2004 г.

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

74. Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения: РД 34.15.501-01.

75. Соколов, В. С. Методические указания / Учет качества электроэнергии при заключении договора электроснабжения. Проект. 2003 г.

76. Проблемы установления ответственности за ухудшение качества электрической энергии и пути их решения/ Соколов В. С., Ермилов М. А., Серков А. В., Громов А. В., Чернышева Н. В. // Промышленная энергетика. №8, 2000г.

77. Ежегодная международная научно техническая конференция студентов и аспирантов. - Москва, 2004

78. Радиотехника, электротехника, энергетика / XI международная научно-техническая конференция. Москва, 2005

79. Электрооборудование и электрохозяйство процессы и системы управления ЭЭПС-2005 / международная научно-практическая интернет конференция.

80. Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности / V российская научно-техническая конференция. Ульяновск.

81. Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности / интернет конференция. - Н.Новгород, 2006.