Расстановка измерительных комплексов электроэнергии в сетях на основе теории наблюдаемости тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Егоров, Александр Олегович

• Егоров, Александр Олегович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Егоров, Александр Олегович

Введение.

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

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

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

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

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

1.5 Выводы.

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

2.1 Основы теории оценивания состояния.

2.2 Наблюдаемость установившегося режима.

2.3 Критические измерения.

2.4 Информационная избыточность.

2.5 Привлечение псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости установившегося режима электроэнергетической системы.

2.6 Расстановка телеизмерений в энергосистеме.

2.7 Выводы.

ГЛАВА 3. Задача энергораспределения как задача оценивания состояния.

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

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

3.3 Расчёт энергораспределения в условиях схемного многообразия сети.

3.4 Выводы.

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

4.1 Наблюдаемость энергораспределения. Критерии и алгоритмы анализа наблюдаемости энергораспределения.

4.2 Ликвидация критических измерений электроэнергии.

4.3 Информационная избыточность систем учёта электроэнергии.

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

4.5 Привлечение псевдоизмерений для обеспечения наблюдаемости в задаче энергораспределения.

4.6 Выводы.

ГЛАВА 5. Дооснащение электрических сетей измерительными комплексами электроэнергии.

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

5.2 Алгоритм дооснащения электрических сетей измерительными комплексами электроэнергии.

5.3 Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Расстановка измерительных комплексов электроэнергии в сетях на основе теории наблюдаемости»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Актуальность темы

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

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

Цель работы

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

Научная новизна

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

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

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

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

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

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

Практическая ценность работы

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

Реализация работы

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

Апробация работы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Публикации

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

Структура работы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Егоров, Александр Олегович

5.3. Выводы

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения работы сделаны выводы и получены следующие результаты:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Егоров, Александр Олегович, 2007 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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