Обнаружение и борьба с хищениями электроэнергии

3. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

3.1 Требования к персоналу

Энергетика является одним из более сложных, с точки зрения обеспечения безопасности условий труда, производства. Поэтому знания работников должны проверятся и оцениваться руководящим персоналом. Кроме того, для всех работников, должны быть организованны курсы повышения квалификации, либо, если работник только поступил на работу, то он должен быть обучен специфике производства. Порядок обучения и проверки знаний работников должен соответствовать “Руководящим указаниям по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях”.

Персонал предприятия, во избежание ошибок при работе, должен быть здоров и работоспособен. Рабочие и инженерно-технические работники, занятые на работах с вредными и опасными условиями труда, должны проходить медицинский осмотр в порядке и в сроки установленные Минздравом Российской Федерации.

Правила регламентируют порядок допуска до работ обслуживающего персонала. Работники, обслуживающие энергоустановки, должны знать Правила в пределах занимаемой должности или профессии и иметь группу по электробезопасности. Работнику, прошедшему проверку знаний Правил, выдается удостоверение установленной формы, которое он обязан иметь при себе, находясь на работе. В удостоверении отражена информация о квалификации работника, характере проверки знаний и личные данные.

Работники, обладающие правом проведения работ, к которым предъявляются дополнительные требования по безопасности (специальных работ), должны иметь об этом запись в удостоверении о проверке знаний. К таким работам относятся:

- верхолазные работы;

- работы под напряжением на токоведущих частях (чистка, обмыв и замена изоляторов, ремонт проводов, контроль измерительной штангой изоляторов и соединительных зажимов, смазка тросов и ряда других, имеющих специфику электроэнергетической промышленности) ;

- обслуживание сосудов, работающих под давлением;

- испытание оборудования повышенным напряжением.

Перечень специальных работ может быть дополнен указаниями руководства предприятия с учетом специфики производства.

Работники, нарушившие Правила, несут ответственность (дисциплинарную, административную или уголовную) согласно действующего законодательства. Этим работникам может быть снижена группа по электробезопасности, либо возможно увольнение, без возможности последующего устройства на работу на предприятиях электроснабжения.

3.2 Оперативное обслуживание

В электроустановках с напряжением выше киловольта работники из дежурного или оперативно-ремонтного персонала, единолично обслуживающие электроустановки, и старшие по смене должны иметь четвёртую группу, остальные - третью. Для работников, работающих с напряжениями ниже киловольта старших по смене могут иметь третью группу, остальные - вторую.

Запрещается в электроустановках приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин к находящимся под напряжением не огражденным токоведущим частям на недопустимое расстояние. Эти расстояния регламентированны “Правилами устройства электроустановок”.

Осмотр электроустановок подстанции может выполнять два работника с третьей группой из дежурного или оперативно-ремонтного персонала, либо работник с пятой группой из административно-технического персонала или руководство предприятия.

Осмотр электроустановок подстанции не электротехническим персоналом и экскурсии при наличии разрешения руководства предприятия могут проводиться под надзором работника с четвертой группой, имеющего право единоличного осмотра.

Работники не обслуживающие данные электроустановки, могут допускаться в них в сопровождение дежурного или оперативно-ремонтного персонала, либо работника имеющего право единоличного осмотра.

Сопровождающий обязан следить за безопасностью людей, допущенных в электроустановки, и предупреждать их о запрещении приближаться к токоведущим частям.

Запрещается в электроустановках выше 1000 В при осмотре входить в помещение, камеры, не оборудованные ограждениями или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям на расстояние меньше допустимого. Запрещается открывать двери ограждений и проникать за ограждения и барьеры.

При замыкании на землю, в электроустановках 6 - 35 кВ приближаться к обнаруженному месту замыкания на расстояние 4 метра в закрытых распредустройствах (ЗРУ) и менее 8 метров в открытых распредустройствах (ОРУ) допускается только для оперативных переключении и освобождения людей, попавших под напряжение. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.

Отключать и включать разъединители, отделители и выключатели напряжением выше 1000 В с ручным приводом необходимо в диэлектрических перчатках.

Снимать и устанавливать предохранители следует при снятом напряжении.

Под напряжением, но без нагрузки, допускается снимать и устанавливать предохранители на присоединениях, в схеме которых отсутствуют коммутационные аппараты, позволяющие снять напряжение.

Под напряжением и нагрузкой разрешается заменять предохранители во вторичных цепях, сетях освещения и предохранители трансформаторов напряжения.

При снятии и установки предохранителей под напряжением необходимо пользоваться в электроустановках напряжением выше 1000 В изолирующими клещами (штангой) с применением диэлектрических перчаток и защитных очков.

Двери помещений электроустановок, камер, щитов и сборок должны быть закрыты на замок, кроме камер, в которых проводятся работы. Ключи от электроустановок напряжением выше 1000 В (помещения и камеры ЭРУ, ОРУ, комплектные распредустройства (КРУ), а также от распределительных щитов и сборок напряжением до 1000 В, расположенных вне электроустановок выше 1000 В, должны находиться у дежурного персонала. В электроустановках без местного дежурного персонала ключи могут находиться у административно-технического персонала.

Ключи должны быть пронумерованы. Один комплект запасной. Ключи должны выдаваться под расписку:

- работникам, имеющим право единоличного осмотра, - от всех помещений;

- допускающему из оперативно-ремонтного персонала, руководителю и производителю работ, наблюдающему - от помещений, в которых предстоит работать.

Должен вестись журнал выдачи ключей, проверяемый ежемесячно.

При несчастных случаях для освобождения пострадавших от действия электрического тока напряжение должно быть снято немедленно без предварительного разрешения.

3.3 Выполнение работ на электроустановках

Работы в действующих электроустановках должны проводиться по наряду.

В случаях, предусмотренных Правилами, разрешается выполнение работ по распоряжению. Запрещается самовольное проведение работ, а также расширение рабочих мест и объема задания, определенных нарядом иди распоряжением. Выполнение любых работ в электроустановках в зоне действия другого наряда должно согласовываться с руководителем, ведущим работы по этому наряду или лицом, выдавшим наряд. Согласование оформляется до подготовки рабочего места записью на полях наряда: “согласовано” и подписью согласующего лица.

Капитальные ремонты электрооборудования напряжения выше 1000 В должны выполняться по технологическим нормам или проектам производства работ. В электроустановках до 1000 В подстанций при работе под напряжением необходимо:

- оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;

- работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке (резиновом диэлектрическом ковре);

- применять инструмент с изолирующими рукоятками (у отверток, кроме того, должен быть изолирован стержень), при отсутствии такого инструмента -пользоваться диэлектрическими перчатками.

Запрещается работать в одежде с короткими или засученными рукавами, а также пользоваться ножовками, напильниками, металлическими метрами и т.п.

Запрещается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние до токоведущих частей будет меньше допустимого. Запрещается в электроустановках подстанций при работе около не огражденных токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади или с двух боковых сторон.

Запрещается прикасаться без применения электрозащитных средств к изоляторам оборудования, находящимся под напряжением. При работе с использованием электрозащитных средств (изолирующих штанг и клещей, электроизмерительных штанг и клещей, указателей напряжения) допускается приближение человека к токоведущим частям на расстояние, определяемого длиной изолирующей части этих средств.

Персоналу следует помнить, что после исчезновения напряжения с электроустановки оно может быть подано без предупреждения.

В темное время суток участки работ, рабочие места, проезды и подходы к ним должны быть освещены. Освещенность должна быть равномерной, без слепящего действия осветительных устройств. Запрещается проведение работ в не освещенных местах.

При приближении грозы должны быть прекращены все работы на ВЛ, в ОРУ, ЭРУ, на выводах и линейных разъединителях ВЛ, на кабельных линиях, подключённых к участкам ВЛ.

Весь персонал, находящийся в помещениях с действующим оборудованием подстанции (за исключением щитов управления, релейных и им подобных), в ЗРУ и ОРУ, в колодцах, туннелях и траншеях, а также участвующих в обслуживании и капитальном ремонте ВЛ, обязан пользоваться защитными касками.

Работники, обслуживающие компрессорные установки и воздухосборники, аккумуляторные батареи и зарядные устройства, должны иметь третью группу.

3.4 Технические мероприятия при отключении напряжения с электрооборудования

Для подготовки рабочего места при работе, требующей снятия напряжения, должны быть выполнены в указанном порядке следующие технические мероприятия:

- проведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;

- вывешены запрещающие плакаты на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратурой;

- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

- установлено заземление (включены заземляющие ножи, установлены переносные заземления);

- ограждены при необходимости рабочие места или оставшиеся под напряжением токоведущие части и вывешены на ограждениях плакаты безопасности. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после их заземления.

При работе на токоведущих частях, требующей снятия напряжения, должны быть отключены токоведущие части, на которых будут проводиться работы и не огражденные токоведущие части к которым возможно приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин на расстояние менее допустимого.

В электроустановках выше 1000 В с каждой стороны, откуда коммутационными аппаратами может быть подано напряжение на рабочее место, должен быть видимый разрыв, образованный отсоединением или снятием шин или проводов, отключением разъединителей, снятием предохранителем, а также отключением отделителей и выключателей от нагрузки, за исключением тех, у которых автоматическое включение осуществляется пружинами, установленными на самих аппаратах.

Трансформаторы напряжения и силовые трансформаторы, связанные с выделенными для работ участком электроустановки, должны быть отключены также и со стороны напряжения до 1000 В для исключения возможности обратной трансформации.

При подготовке рабочего места после отключения разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедится в их отключенном положении и отсутствии шунтирующих перемычек.

В электроустановках выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы, должны быть приняты соответствующие меры:

- у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении заперты на механический замок;

- у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, отключены цепи силовые и управления, а у пневматических приводов, кроме того, на подводящем трубопроводе сжатого воздуха закрыты и заперта на механический замок задвижка и выпущен сжатый воздух, при этом спускные клапаны оставлены в открытом положении;

- у грузовых и пружинных приводов включающий груз или включающие пружины приведены в нерабочее положение.

При работе в отсеке шкафов КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок и вывесить плакат.

Расшиновку или отсоединение кабеля, проводов при подготовке рабочего места может выполнять рабочий из ремонтного персонала, имеющей третью группу, под наблюдением дежурного или работника из оперативно-ремонтного персонала. С ближайших к рабочему месту токоведущих частей, доступных прикосновению, должно быть снято напряжение или они должны быть ограждены.

Отключенное положение коммутационных аппаратов до 1000 В с недоступными для осмотра контактами определяются проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах, проводах или зажимах оборудования, включаемого этими коммутационными аппаратами.

3.5 Проверка отсутствия напряжения на электрооборудовании

Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения, исправность которого перед применением должна быть установлена с помощью предназначенных для этих целей специальных приборов или приближением к токоведущим частям, расположенным поблизости и заведомо находящимся под напряжением. В электроустановках выше 1000 В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках.

В электроустановках 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания.

В электроустановках подстанций проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из дежурного или оперативно-ремонтного персонала с четвертой группой в электроустановках выше 1000 В и с третьей группой в электроустановках до 1000 В. В электроустановках до 1000 В с заземленной нейтралью при применении двухполюсного указателя проверять отсутствие напряжения нужно как между фазами, так и между каждой фазой и заземляющим корпусом оборудования, или заземляющим (зануляющим) проводником. Допускается применять предварительно проверенный вольтметр. Запрещается пользоваться “контрольными” лампами.

Устройство, сигнализирующие об отключенном положении аппарата, блокирующие устройства, постоянно включенные вольтметры и т.п. являются только дополнительными средствами, подтверждающими отсутствие напряжения, и на основании их показаний нельзя делать заключение об отсутствии напряжения.

3.6 Установка заземления

Устанавливать заземление на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения.

Переносное заземление нужно сначала присоединить к заземляющему устройству, а затем, после проверки на отсутствие напряжения, установить на токоведущие части. Снимать переносное заземление необходимо в обратной последовательности: сначала снять его с токоведущих частей, а затем отсоединить от заземляющего устройства.

Установка и снятие переносных заземлений должна осуществляться в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках выше 1000 В изолирующей штанги. Закреплять зажимы переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках.

Запрещается пользоваться для заземления проводниками, не предназначенными для этих целей.

Все вышеизложенное справедливо для темы данного диплома. Установка счетчиков производится при присутствии работников предприятия- заказчика, причем эти работники должны иметь группу не ниже четвертой. Для установки необходимо снять напряжение и обеспечить надежное заземление. Установка производиться работниками, имеющими группу не ниже третьей. Проверка показаний счетчиков и снятие (замена) их, производиться также в присутствии представителей предприятия. АСКУЭ позволяет получать информацию с счетчиков, установленных вблизи токоведущих частей, на подстанциях , находясь вдалеке от них, что существенно сокращает опасность для обслуживающего персонала. Поэтому персонал может иметь вторую группу по электробезопасности. Фактически персонал устанавливающий (эксплуатирующий) АСКУЭ имеет отношение к эксплуатации оборудования с напряжением свыше киловольта с периодичностью раз в восемь лет с момента установки, то есть в периоды поверки. Все остальное время - с оборудованием ниже киловольта.

Таким образом АСКУЭ сокращают вероятность поражения электрическим током персонала, работающего на энергоснабжающем предприятии.

4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Окружающая среда, её состояние на текущий момент, вызывает серьезнейшие опасения за будущее всей экосферы Земли, и это не может не заставить человечество задуматься о своем будущем. Экология планеты находится в состоянии, которое через короткий промежуток времени может привести если не к полному уничтожению человека как вида, то к значительному ущербу его генофонду ,потерю которого невозможно возместить. Рост промышленного производства и связанные с этим выбросы в атмосферу веществ, приведших к образованию озоновых дыр, повлекших за собой глобальное потепление климата земли дало мощный толчок для росту числа различных заболеваний человека, таких как рак и прочие неизлечимые сегодня болезни.

Эти же причины способствуют уничтожению животного и растительного мира. Обычная практика промышленной рубки лесов во всём мире является причиной повышения концентрации углекислого газа в атмосфере земли. Сбросы сточных вод в водоемы является причиной значительного снижения запасов питьевой воды на планете, заражению водоемов и необратимому уничтожению по-своему уникальной флоры и фауны. Применение современных типов химических веществ, как во всех отраслях промышленного производства, так и в быту, нанесло непоправимый вред озоновому слою земли, и неизбежной закономерностью стало повышение радиационного уровня Земли.

Из вышеперечисленных отрицательных воздействий вытекают следующие меры по стабилизации экологической ситуации во всём мире:

- Внедрение различных типов экологически чистых веществ с возможностью их утилизации, без воздействия на окружающую среду ;

- Внедрение качественно новых технологий, уменьшающих потребление экологически вредных веществ в производстве;

- Внедрение нетрадиционных энергоносителей, таких как : сила ветра, энергия приливных волн, энергия солнца ;

- Для энергетики, в частности, необходимо использовать качественно новые материалы для повышения КПД электрических машин;

- Необходимо привлечь внимание общественности к проблемам экологии.

Для энергетиков охрана окружающей среды не является самоцелью. Отрасль формирует природоохранительную деятельность, решая свою основную задачу - надежное обеспечение потребителей электроэнергии при условии экологической безопасности создаваемых или существующих предприятий энергоснабжения. Основная задача по проектированию и эксплуатации энергоснабжающих предприятий состоит в том, чтобы привести все предприятия соответствовали всем законам и правовым актам принятым в Российской Федерации по природопользованию и природоохране.

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос выявления и борьбы с хищениями электроэнергии и, в частности, вопрос о внедрении АСКУЭ.

Этот вопрос, с точки зрения экологии, является важным инструментом для улучшения состояния окружающей среды. Хищения электроэнергии, особенно носящие массовый характер, оказывают негативное влияние на состояние окружающей среды. Это влияние проявляется, прежде всего, в необходимости внепланового увеличения выработки электроэнергии, что, в свою очередь, влечёт за собой увеличение выбросов вредных веществ в атмосферу. Тем более, что для увеличения выработки электроэнергии используются электростанции, имеющие невысокий коэффициент полезного действия.

Вторым важным фактором неблагоприятного влияние хищений электроэнергии на окружающую среду является незапланированная перегрузка оборудования и, как следствие, возможность аварий и пожаров с выбросом продуктов сгорания в окружающую среду.

Отдельно следует упомянуть внедрение АСКУЭ. Поскольку компьютерная техника является основой автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии, существует определенный вред для экологии связанный с эксплуатацией этого рода техники :

- Электромагнитное излучение от счетчиков;

- Электромагнитное поле от монитора компьютера.

Первая проблема решаема за счет использования экранирующих материалов.

Вторая - за счет применения биологических экранов снижающих воздействие электромагнитного поля монитора на человека.

Электромагнитные поля являются спецификой профессии энергетика и требуют специальных мер защиты. Опасность электромагнитных полей заключается в том, что их воздействие на организм является скрытым и оно не может быть обнаружено без специальных средств. Следует отметить, электромагнитные поля искусственного происхождения значительно превышают уровень естественного фона. Повышая уровень электромагнитных полей энергетика способствует нарушению биологического равновесия в районе воздействия, а следовательно ведет к ухудшению экологической обстановки в целом. Необходимо снижать влияние электромагнитных полей, для чего нужны новые технологии передачи энергии.

Еще один фактор, отрицательно влияющий на природу, воздействия на окружающую среду – это уничтожение природы под территорию размещения предприятия, что крайне губительно для окружающей среды.

Счетчики, возможность применения которых рассмотренна в проекте, не оказывают отрицательного влияния на окружающую среду. Данные счетчики производятся с применением новейших технологий в области приборостроения и являются экологически безопасными как с точки зрения воздействия на жизнедеятельность человека, так и на окружающую среду. Они обладают высокой точностью, надежны и безопасны в обслуживании.

КАЛИНИНГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СУДОВ И ЭНЕРГЕТИКИ

Заведующий кафедрой Допущен к защите

канд. техн. наук, доцент Декан факультета

___________ Белей В.Ф. судостроения и энергетики

канд. техн. наук, доцент

____________ Селин В.В.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ОБНАРУЖЕНИЕ И БОРЬБА С ХИЩЕНИЯМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

По специальности 100100 «Электрические станции»

Пояснительная записка

ДП 45.100.100.12 ПЗ

Нормоконтролер Руководитель проекта:

доцент канд. техн. наук, доцент

___________ Лозовенко В.И. _____________ Павликов С.А.

Консультанты:

по безопасности Проект выполнил

жизнедеятельности студент группы 94-ЭС

ст. преподаватель _____________ Папу О.И.

___________ Ильюша Р.Ф.

по экологии

доктор биолог. наук,

профессор

___________ Шкицкий В.А.

по экономике

канд. эконом. наук, доцент

___________ Паршина Л.П.

по ЕСКД

доцент

___________ Лозовенко В.И.

КАЛИНИНГРАД

1999

ВВЕДЕНИЕ

Величина отчетных потерь электроэнергии в процентном отношении к отпуску в сети энергосистем за последние годы существенно выросла. Как известно, отчетные потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем состоят из суммы технических потерь (потерь от протекания тока и потерь холостого хода) и коммерческих потерь, характеризующих погрешности измерительной системы и объем хищений электроэнергии. При спаде производства и, как следствие, снижении энергопотребления увеличение потерь электроэнергии в электрических сетях связано в основном с увеличением их коммерческой составляющей. Это объясняется прежде всего неплатежами за потребленную электроэнергию и резко возросшим числом хищений электроэнергии.

Одним из основных факторов, влияющих на увеличение отчетных потерь энергии в электрических сетях энергосистем, является то, что в связи со спадом промышленного производства существенно увеличилось в процентном отношении потребление электроэнергии бытовыми потребителями на которые приходится основная масса хищений электроэнергии.

Вполне естественно, что при существенном увеличении стоимости электроэнергии и общей крайне неблагоприятной экономической ситуации в стране многие потребители стремятся занизить показатели определяющие размер оплаты за потребленную ими электроэнергию. Хищениям электроэнергии способствует несовершенство существующей системы учета электроэнергии. Сложившееся ранее отношение к учету электроэнергии, как к второстепенному и малозначащему фактору в работе энергообъектов привело к тому, что в

настоящее время в кризисном состоянии оказалось не только организационное состояние системы сбыта электроэнергии но и техническое состояние систем учета, не отвечающее современным требованиям.

Следует подчеркнуть, что промышленные потребители, хотя и могут задерживать оплату за потребленную электроэнергию, но счета им выставляются согласно показаниям счетчиков, на основании которых и составляются месячные балансы электроэнергии в электрической сети. Кроме того случаи хищения электроэнергии промышленными потребителями встречаются значительно реже, чем у бытовых. Поэтому наиболее существенно выросли отчетные потери в сетях напряжением 0,4-6-10-15 кВ, от которых получают питание основная масса бытовых потребителей. Сложная конфигурация и большая разветвленность данных сетей создают значительные трудности по обнаружению мест хищений электроэнергии.

Хищения электроэнергии приносят электроэнергетической отрасли весьма ощутимые убытки. Невнимание к проблемам эффективной борьбы с хищениями электроэнергии и несовершенства существующих систем учета ведет к дальнейшему нарастанию существенных экономических потерь. Становиться понятным, что вкладывание финансовых средств в учет электроэнергии и повышение эффективности борьбы с хищениями электроэнергии способно окупить себя в достаточно короткие сроки.

Таким образом, задача разработки действенных методов борьбы с хищениями электроэнергии становиться все более актуальной.

1. ОБНАРУЖЕНИЕ И БОРЬБА С ХИЩЕНИЯМИ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1.1. Анализ существующей организации учета потребления и потерь электроэнергии

1.1.1. Особенности электроэнергетического производства

Отличительной особенностью электроэнергии является неразрывность и практически полное совпадение во времени процессов производства, распределения и потребления электроэнергии. Производство электроэнергии возможно только в том случае, если предварительно обеспечено соединение генераторов энергии и ее приемников в единую электрическую схему. Нарушение указанной схемы будь то со стороны источника питания или со стороны электроприемников ведет к нарушению процесса производства электрической энергии. Поэтому присоединение электроустановок потребителей к энергосистеме должно производиться только с разрешения последней и по ее техническим условиям. Энергосистема должна осуществлять надзор за соблюдением потребителями соответствующих правил и норм в процессе эксплуатации своих электроустановок. Неразрывность технологического процесса производства и потребления электроэнергии приводит к жесткой зависимости объема производства энергетической продукции от ее потребления в каждый данный момент времени. Невозможно выработать электроэнергии больше, чем ее требуется для присоединенных электроприемников. С другой стороны, электроприемники не могут потребить больше электроэнергии, чем ее проезводится генераторами электроэнергии.

Так как электроэнергия в силу своей универсальности, способности к неограниченному делению и превращению в другие виды энергии находит все более широкое применение в различных сферах человеческой деятельности, в быту и используется различными по режиму работы приемниками, то режим производства электроэнергии в течении суток, месяца, года не останется постоянным. Неравномерность графика производства и потребления энергии является второй характерной особенностью электроэнергетического производства.

Третьей особенностью этого производства является то, что оно должно удовлетворять потребности электроприемников не только в электроэнергии, но и в покрытии их электрической нагрузки (т.е. потребляемой мощности). Только при этих условиях может быть обеспечено бесперебойное электроснабжение потребителей, т.е. выполнена основная задача энергетического производства. Неравномерность графика потребления энергии приводит к появлению суточных пиков нагрузки энергосистемы, на покрытие которых требуется соответствующая генерирующая мощность. Число часов использования этой мощности относительно невелико, и поэтому затраты на нее являются малоэффективными. Для снижения указанных затрат необходимо выравнивание суточных графиков потребления электроэнергии и снижение пиков нагрузки потребителей.

Четвертая особенность электроэнергетического производства связана с обеспечением качества электроэнергии и влиянием на него электроприемников потребителей. Наличие у потребителей электроприемников, потребляющих реактивную энергию, искажает форму кривой напряжения, выделяющих при работе высшие гармоники и т.д., затрудняет для энергосистемы соблюдение стандарта на качество электроэнергии и вызывает дополнительные затраты на ее производство. Особенно распространенные электроприемники потребляющие реактивную мощность. Для снижения затрат на покрытие реактивной нагрузки и обеспечение стандартных уровней напряжения требуется компенсация реактивной мощности как в сетях

самой энергосистемы, так и в установках потребителей.

Следующая особенность электроэнергетического производства связана с учетом электроэнергии и расчетами с потребителями. Так как продукция энергетического производства поставляется франко-потребителю и расходуется присоединенной электроустановкой практически без участия энергосистемы, требуется обеспечить полный учет взятой потребителем продукции (электроэнергии) и производить расчеты за нее в соответствии с заданным режимом работы электроустановки и особенностями электроприемников. По этим причинам: организацией учета электроэнергии в установках потребителей и эксплуатацией расчетных счетчиков занимается энергосистема; расчеты за потребленную электроэнергию производятся по тарифам, дифференцированным по группам потребителей в зависимости от потребляемой мощности и характера потребления реактивной мощности.

Из других особенностей электроэнергетического производства следует отметить зависимость производства от гидрометеорологических условий, размера и структуры перетоков энергии между смежными энергосистемами, структуры и цены топлива.

1.1.2. Структура потребителей электроэнергии

В зависимости от выполняемых функций, возможностей обеспечения схемы внешнего электроснабжения, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, тарифов и систем расчетов за электроэнергию, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей электроэнергии принято делить на следующие условные группы:

- промышленные и приравненные к ним потребители;

- производственные сельскохозяйственные потребители;

- оптовые потребители - перепродавцы;

- бытовые потребители;

- обобществленно-коммуникальные потребители - учреждения, организации, предприятия торговли и др.

К промышленным потребителям приравнены строительные предприятия; предприятия всех видов транспорта; шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другие промыслы; предприятия материально-технического снабжения и заготовок; предприятия связи; предприятия коммунального хозяйства и бытового обслуживания.

Указанная группа характеризуется следующими особенностями:

1) применяются различные системы расчетов за электроэнергию и компенсацию реактивной мощности электроустановок. Потребители с присоединенной мощностью до 750 кВ А ведут расчеты по одноставочному тарифу только за потребленную энергию. Для потребителей большей присоединенной мощности действует двухставочная система тарифов: за потребленную электроэнергию и за заявленную нагрузку в часы максимума энергосистемы. Имеются различия и в применении скидок и надбавок к тарифу на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности. Исключение сделано только для электрифицированного транспорта - электротяги, с которыми производятся расчеты по одноставочному тарифу вне зависимости от присоединенной мощности;

2) для потребителей участвующих в регулировании нагрузки энергосистемы в часы суточных максимумов и работающих по согласованному с энергосистемой графику, предусмотрен льготный тариф за электроэнергию;

3) предусмотрены дифференцированные тарифы на электроэнергию по периодам суток для потребителей, которые могут регулировать свое электропотребление по зонам суток;

4) осуществляется планирование электропотребления в киловатт-часах и предусмотрено лимитирование нагрузки потребителя в часы максимума нагрузки энергосистемы.

Промышленные потребители являлись наиболее энергоемкой группой потребителей электроэнергии. Доля промышленности в суммарном энергопотреблении составляла 65 %. Однако, в настоящее время в связи с глубоким экономическим кризисом и как следствие остановкой многих промышленных предприятий их доля промышленности в суммарном электропотреблении значительно снизилась.

К группе производственных сельскохозяйственных потребителей относятся все потребители электроэнергии непосредственно производящие сельскохозяйственную продукцию. К этой же группе относятся также оросительные системы и их станции, мастерские по ремонту сельскохозяйственных машин и механизмов, а также другие предприятия обеспечивающие производство сельскохозяйственной продукции.

Производственные сельскохозяйственные потребители оплачивают электроэнергию, потребленную ими на производственные нужды, по установленным для них одноставочным тарифам независимо от присоединенной мощности или максимальной нагрузки.

К оптовым потребителям - перепродавцам относятся хозрасчетные специализированные предприятия министерств коммунального хозяйства и других министерств и ведомств, имеющие на своем балансе и в своей эксплуатации трансформаторные подстанции, распределительные сети напряжением до 1000 В и выше

1000 В и осуществляющие оптовую закупку электроэнергии от энергосистемы и осуществляющие ее перепродажу другим потребителям. Наличие значительной смешанной нагрузки является одним из важнейших требований для оптового потребителя перепродавца. Оптовые потребители - перепродавцы являются посредниками между энергосистемой и потребителем в вопросах электроснабжения. Специализируясь на эксплуатации трансформаторных подстанций и распределительных сетей, они принимают на себя часть функций энергосистемы и освобождают потребителей от забот о эксплуатации питающих

линий и подстанций. Разница между оптовым тарифом, по которому отпускается электроэнергия энергосистемой оптовому потребителю перепродавцу, и дифференцированными тарифами, по которым продается электроэнергия другим потребителям, обеспечивает накопление средств, необходимых для производственной деятельности оптового потребителя-продавца.

К группе бытовых потребителей относятся наряду с населением относятся подсобные, приусадебные, индивидуальные, садовые участки и дачи, находящиеся в личном пользовании, гаражи для личных машин, личные мастерские художников и скульпторов, а также освещение дворов, лестниц и номерных фонарей. Рассматриваемая группа потребителей - самая многочисленная и самая неблагоприятная с точки зрения несовершенства систем учета и возможностей хищения электроэнергии. Бытовые потребители оплачивают потребленную электроэнергию по одноставочному тарифу, установленному для населения независимо от мощности и назначения применяемых в быту электроприемников. Тариф для бытовых потребителей пользующихся электроплитами несколько ниже чем для остальных. Некоторые категории населения пользуются скидкой в размере 50 % тарифной стоимости электроэнергии. Бытовое электропотребление из года в год увеличивается за счет внедрения разнообразных бытовых электроприборов. Характерной особенностью указанной группы потребителей является совместная с жилищной организацией ответственность перед энергосистемой по некоторым вопросам энергопотребления и расчетам за электроэнергию.

Группа обобществленно-коммунальных потребителей охватывает государственные учреждения, жилищные организации, предприятия торговли и общественного питания; больницы, поликлиники и другие лечебные заведения, детские ясли и сады; школы, средние и высшие учебные заведения; железнодорожные и речные вокзалы, аэродромы и аэропорты; предприятия бытового обслуживания; зрелищные, культурно-массовые и другие

непроизводственные предприятия. Эта группа весьма многочисленная. Необходимо отметить некоторые особенности в расчетах за электроэнергию с жилищными организациями. Если жилищная организация рассчитывается с энергосистемой по общему расчетному счетчику за все бытовое потребление, то к ней применяется оптовый тариф, установленный для поселков-городков, а она рассчитывается с отдельными квартиросъемщиками по тарифу, установленному для населения. Разница в тарифах позволяет жилищной организации покрыть ее расходы по расчетам за электроэнергию с населением. Жилищная организация оплачивает электроэнергию по разным тарифам на обще домовые нужды и на технические цели (лифты, насосы и т.п.). Рассмотренная классификация потребителей дополняется категорирование потребителей по надежности электроснабжения.

1.1.3. Существующая организация учета электроэнергии

Основной целью учета электроэнергии является получение достоверной информации о количестве производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии на оптовом рынке ЕЭС России и розничном рынке электропотребления. Правильная организация учета электроэнергии важна потому, что ее производство, передача распределение и потребление практически совпадает во времени и допущенная ошибка в учете электроэнергии не подается исправлению методом повторного измерения. Именно поэтому все установки, вырабатывающие передающие, распределяющие и потребляющие электроэнергию оборудуются соответствующими приборами учета.

Учет электроэнергии может быть предназначен:

1) для определения технико-экономических показателей работы энергосистемы и потребителей;

2) для расчетов потребителей с энергоснабжающей организацией за потребленную электроэнергию и смежных энергосистем за перетоки энергии;

3) для контроля расхода электроэнергии внутри электроустановки потребителя.

Для определения технико-экономических показателей системы следует учитывать:

- выработку электроэнергии на электростанциях энергосистемы; с этой целью счетчики устанавливаются для каждого генератора;

- потребление электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций сетевых предприятий; для этих целей счетчики устанавливаются на всех трансформаторах собственных нужд;

- расход электроэнергии на хозяйственные нужды, для чего счетчики устанавливаются на каждом присоединении нагрузки хозяйственных нужд к распределительному устройству собственных нужд электростанций или подстанций сетевых предприятий;

- перетоки электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи; при этом требуется устанавливать по два счетчика со стопорами на обеих концах линии, причем счетчики должны быть одного класса точности;

- отпуск потребителям электроэнергии потребителям энергосистемы (полезный отпуск); для учета полезного отпуска электроэнергии счетчики устанавливаются в начале и конце каждой присоединенной линии электропередач в зависимости от балансовой принадлежности и на каждой тарифиоционной группе электроприемников.

К данному виду учета предъявляются повышенные требования. Особенно большие требования предъявляются к электросчетчикам, по которым учитывается выработка и перетоки электроэнергии. При больших количествах проходящих через такой счетчик энергии резко возрастает абсолютное значение электроэнергии, приходящейся на соответствующую долю погрешности счетчика.

Счетчики технического учета должны находиться на балансе энергообъекта на котором они установлены. Они подлежат калибровке в сроки и в объемах, предусмотренных

нормативно-техническими документами.

Для определения технико-экономических показателей потребителя, прежде всего промышленного предприятия, необходимо учитывать отдельно электроэнергию, полученную от энергосистемы; расход электроэнергии на производственные цели; отпуск электроэнергии субабонентам. Если потребитель имеет свою электростанцию, работающую параллельно с энергосистемой (блок-станция), то требуется учитывать выработку электроэнергии блок-станции; расход энергии на собственные нужды блок-станцией, а также перетоки энергии по линиям связи с энергосистемой.

Счетчики, устанавливаемые у потребителей, на межсистемных линиях электропередачи, на электростанциях и подстанциях энергосистемы для учета расхода энергии на собственные и другие нужды, используются не только для определения технико-экономических показателей, но и для расчета за потребленную электроэнергию между энергосистемой и потребителями и за перетоки энергии между энергосистемами.

Указанный учет является, таким образом, и расчетным учетом. Данный учет, представляет наибольший интерес с точки зрения обнаружения и борьбы с хищениями. Для организации расчетного учета у потребителя дополнительно требуется знать рабочую мощность, разрешенную потребителю для присоединения к энергосистеме по каждой из присоединенных линий; схему электроснабжения и границу раздела сети энергоснабжающей организации и потребителя; группы электроприемников потребителя с различными расчетами за электроэнергию.

В настоящее время потребители по условиям применения системы расчетных тарифов подразделяются на одноставочные и двухставочные. Все потребители, за исключением потребителей промышленных и приравненных к ним рассчитываются по одноставочным тарифам, поэтому для них организуется расчетный учет только активной энергии.

Для промышленных и приравненных к ним потребителей мощностью не ниже 750 кВ А применяется двухставочный тариф и расчеты за потребленную реактивную мощность. При этом данные потребители основную плату по двухставочному тарифу оплачивают за заявленную мощность, участвующую в максимуме энергосистемы. Поэтому для таких потребителей организуется также учет, фиксирующий максимальную нагрузку в часы суточных максимумов энергосистемы.

Для промышленных потребителей с присоединенной мощностью до 750 кВ А применяется одноставочный тариф и расчеты за компенсацию реактивной мощности. У промышленных и приравненных к ним потребителей организуется расчетный учет не только активной энергии, но и реактивной мощности. Реактивный учет в электроустановках промышленных предприятий, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности, организуется в тех элементах схемы, что и расчетный учет активной энергии.

У промышленных и приравненных к ним потребителей организуется расчетный учет не только активной энергии, но и реактивной мощности. Реактивный учет в электроустановках промышленных предприятий, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности, организуется в тех элементах схемы, что и расчетный учет активной энергии.

Общий учет в электроустановке потребителя организуется, как правило, на границе раздела сети с энергосистемой по балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственностью. Когда нельзя организовать расчетный учет на границе раздела, допускается установка расчетных счетчиков в других местах, в частности на стороне лишнего напряжения силовых трансформаторов. При установке расчетных счетчиков не на границе раздела потери электроэнергии в сети на участке от места установки счетчиков до границы раздела

определяются силовым путем и относятся за счет потребителя. Потери электроэнергии в силовых трансформаторах, преобразующих напряжение в рабочее, учитываются только при определении полезного отпуска электроэнергии потребителю.

Требование об установке счетчиков на границе раздела не относится к бытовым и коммунальным потребителям. Счетчики для расчета с населением устанавливаются на каждую квартиру или целиком на дом, если он принадлежит гражданам на правах личной собственности. Потери электроэнергии в сетях не относят на бытовых потребителей.

При наличии в жилых, общественных и других зданиях арендаторов (ателье, магазинов, мастерских, складов и др.), обособленных в административно-хозяйственном отношении расчетные счетчики устанавливаются у каждого арендатора. Места организации расчетного учета определяет энергосбыт. Расчетные счетчики приобретаются и устанавливаются потребителями и передаются безвозмездно на баланс и в эксплуатацию энергосбыта. Измерительные трансформаторы тока и напряжения для организации расчетного учета приобретаются, устанавливаются и эксплуатируются потребителем, на балансе которого находится электроустановка. Однако замена указанных трансформаторов тока и напряжения, а также различны измерения в цепях вторичной коммутации, связанные с цепями учета, должны производиться с ведома и согласия энергосбыта, осуществляющего контроль за правильной работой данного учета.

Основными параметрами выбора учета является рабочая мощность (нагрузка) электроустановки; уровень напряжения электроустановки, на которой организуется учет; система электросети, в которой организуется учет.

По значению рабочей мощности электроустановки выбирается номинальный ток счетчика и коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока.

В зависимости от уровня напряжения электроустановки выбирается номинальное

напряжение счетчика и коэффициент трансформации измерительных трансформаторов напряжения. В зависимости от уровня напряжения электроустановки выбирается номинальное напряжение счетчика и коэффициент трансформации измерительных трансформаторов напряжения. В зависимости от системы электросети учет может быть однофазным, трехфазным трехпроводным (в трехпроводной сети с изолированной нейтралью), трехфазным четырехпроводным (в трехфазной электросети с глухо заземленной нейтралью).

В настоящее время подавляющее число применяемых счетов электроэнергии составляют приборы индукционной схемы, не всегда соответствующие совершенным требованиям. Однако огромный парк индукционных счетчиков и общая неблагоприятная экономическая ситуация в нашей стране в целом и в энергетической отрасли в частности не способствуют их замене на более совершенные приборы учета.

Согласно ГОСТ 6570-75 установлены следующие типы индукционных счетчиков переменного типа:

СО - активной энергии однофазные непосредственного включения или трансформаторные;

СОУ - активной энергии однофазные трансформаторные универсальные;

СА3 - активной энергии трехфазные непосредственного включения или трансформаторные трехпроводные;

СА4 - то же четырехпроводные;

СР3 - реактивной энергии трехфазные непосредственного включения или трансформаторные трехпроводные;

СР4 - то же четырехпроводные;

СА3У - счетчики активной энергии трехфазные трансформаторные универсальные трехпроводные;

СА4У - счетчики активной энергии трехфазные трансформаторные универсальные четырехпроводные;

СР3У - то же четырехпроводные;

СР4У - то же четырехпроводные.

По классу точности учета электроэнергии счетчики активной энергии делятся на классы точности 0,5; 1,0; 2,0 и 2,5, а счетчики реактивной энергии - на классы 1,5; 2,0 и 3,0. Класс точности счетчика определяет наибольшую допустимую относительную погрешность счетчика в процентах, определяющую при нормальных условиях.

Основные технические данные индукционных счетчиков отечественного производства приведены в таблицах 1, 2, 3 и 4.

Таблица 1. Основные технические данные однофазных индукционных счетчиков активной энергии

	Тип счетчика
Параметры	СО - 2М	СО - 2М2	СО-И446	СО-И445	СО-447	СО-И448	СО-И449 (внутренний рынок)	СО-5 (МЗЭП)
Номинальные напряжения, В Номинальные токи, А Класс точности Диапазон учитываемых нагрузок (% I ном) Температурный коэффи- циент: при cosj=1 град при cosj=0,5 град Погрешность от измене- ния напряжения на ± 10 %: при 100 % I >ном> при 10 % I >ном> Погрешность от измене- ния номинальной час- тоты на ± 5 % Межремонтный срок службы, лет Габариты с крышкой, не более, мм	127, 220 5; 10 2,5 10-200 0,1 0,125 ± 1,5 ± 2,0 ± 1,5 5 217х130хх115	127, 220 5; 10 2,5 10-300 0,1 0,125 ± 1,5 ± 2,0 ± 1,5 8 217х139хх115	110, 127, 220, 250 5; 10 2,5 (час-тично с 50-340% I >ном>, класс 2,0) 10-340 0,1 0,125 ± 1,5 ± 2,0 ± 1,5 15 217х135хх115	110, 127, 220, 230, 250 2,5; 5; 10; 20 2,0 5-400 0,05 0,07 ± 1,0 ± 1,5 ± 1,5 15 203х130хх126	110, 115, 120, 127, 220, 230, 240, 250 2,5; 5; 10 2,0 5-500 0,075 0,1 ± 1,0 ± 1,5 ± 1,5 15 203х130хх126	110, 115, 120, 127, 220, 230, 240, 250 2,5; 5; 10 2,0 5-600 0,075 0,1 ± 1,0 ± 1,5 ± 1,5 15 203х130хх126	127, 220 2,5; 5; 10; 20 2,0 5-400 (600) 0,075 0,1 ± 1,0 ± 1,5 ± 1,5 20 204х120хх116	127, 220 5; 10 2,5 300 0,1 0,125 ± 1,5 ± 2,0 ± 1,5 8 217х139хх115

Таблица 2. Основные технические данные трехфазных индукционных счетчиков активной энергии

Тип счетчика	Подключение	Номинальный ток, А	Номинальное линейное напряжение, В	Габариты (высота х ширина х глубина)
СА3У-И670М СА3У-И670М СА3-И670П, СА3-И677 СА4-И672М СА4-И672М СА4-И672П, СА4-И678	Непосредственное Через трансформаторы напряжения и тока Через трансформаторы тока Через любые трансформаторы тока и напряжения Непосредственное Непосредственное Трансформаторное для включения с трансформаторами тока Через любые трансформаторы тока Непосредственное	5; 10 Первичный: 5*; 10*; 20; 30; 40; 50; 65; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000 Вторичный: 5 Первичный: 10; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000 Вторичный: 5 1; 5 20; 30; 50 5; 10 Первичный: 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000 Вторичный: 5 5 20; 30; 50	127; 220; 380 Первичное: 380; 500; 660; 3000; 6000; 10000; 35000 Вторичное: 100 127; 220; 380 100; 127; 220; 380 127; 220; 380 220; 380 220; 380 220; 380 220; 380	282х173х134 282х173х134 294х165х121 282х173х134 282х173х134 294х165х121

Таблица 3. Основные технические данные трехфазных индукционных счетчиков реактивной энергии

		Номинальный ток, А при включении	Номинальное линейное напряжение, В при включении
Тип счетчика	Подключение	в трехпроводную цепь	в четы-рехпро- водную цепь	в трехпроводную цепь	в четы- рехпро- водную цепь	Размеры (высота х ширина х глубина)
СР4-И673М СР4-И673М СР4У-И673М СР4-И673П, СР4-И679	Непосредствен-ное Через трансфор- маторы тока Через трансфор- маторы тока и напряжения Через любые трансформаторы тока и напряже- ния Непосредствен- ное	5; 10 Первичный: 20; 30; 100; 40; 50; 75; 200; 150; 400; 600; 300; 800; 1000; 1500; 2000 Вторичный: 5 Первичный: 50*; 10*; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000 Вторичный: 5 1; 5	- 5 20; 30; 50	127; 220; 380 127; 220; 380 Первичное: 380; 500; 660; 3000; 6000; 1000; 35000 Вторичное: 100 100; 127; 210; 380 127; 220; 380	220; 380 220; 380 - 220; 380 220; 380	282х173хх134 282х173хх134 282х173хх134 294х165хх121

*Для напряжений 6000 В и выше.

Таблица 4. Основные технические данные трехфазных универсальных счетчиков активной энергии

Тип счетчика	Подключение	Номинальный ток, А	Номинальное напряжение, В	Класс точности	Размеры (высота х ширина х глубина)
СА3-И674 СА3У-И674 СА4-И675 СА4У-И675 СА3-И680 СА3У-И680	Непосредственное Через трансформаторы тока Через трансформаторы тока и напряжения Через любые трансформаторы тока и напряжения Непосредственное Через трансформаторы тока Через любые трансформаторы тока Через трансформаторы тока и напряжения Через трансформаторы тока С любыми трансформаторами	5; 10 5 5 1; 5 5; 10 5 5 1; 5 1; 5 1; 5	220; 380 127; 220; 380 100 100; 220; 380 220 380 220; 380 100 220; 380 100; 220; 380	1,0 1,0 1,0 1,0 0,5 0,5	340х188х133 340х188х133 340х188х133 340х188х133 340х188х133 340х188х133

При наличии у потребителя нескольких питающих электролиний необходимо суммировать расход электроэнергии и фиксировать суммарный максимум нагрузки по линиям. Для этой цели разработано специальное устройство - сумматор. Указанный сумматор широко используется в эксплуатации.

Отдельно следует упомянуть измерительные трансформаторы тока и напряжения. Эти измерительные приборы, предназначенные для расчетного учета должны быть класса точности не ниже 0,5.

1.1.4. Расчеты с потребителями электроэнергии

Доля бытовых потребителей в суммарном электропотреблении всегда была относительно невелика. Однако их количество значительно превышает количество всех других потребителей электроэнергии. В настоящее время в связи с падением промышленного производства потребление электроэнергии бытовыми потребителями в процентном отношении значительно выросло. Расчеты с бытовыми потребителями занимают большой удельный вес в работе энергосбыта.

В настоящее время используется система расчетов с бытовыми потребителями по принципу самообслуживания, когда энергосбыт выдает им заранее заготовленные абонентские книжки с бланками счетов, указывает в книжке сроки ежемесячной оплаты за потребленную электроэнергию и инструктирует потребителей о порядке самостоятельной выписке ежемесячных счетов. Потребитель, в сроки, указанные в расчетной книжке, снимает показания расчетного счетчика, заполняет в расчетной книжке счет за использованную электроэнергию в двух экземплярах и предъявляет книжку с заполненным счетом для оплаты в отделении сбербанка или почтовое отделение связи. Оплаченные счета поступают в отделение энергосбыта, где они проверяются и просчитываются, а затем разносятся по лицевым счетам потребителей, открытые в энергосбыте на каждого бытового потребителя. В лицевом счете отражаются данные по абоненту, данные о расчетном счетчике абонента и данные контроля расчетов абонента. За собой энергосбыт оставляет работу по проверке и обработке оплаченных потребителями счетов и контроль за своевременной оплатой. Контролеры энергосбыта проводят контрольные обходы бытовых потребителей из расчета не менее одного обхода каждого потребителя в год. Особое внимание уделяется неплательщикам, количество которых относительно невелико. В связи с банкротством многих предприятий имеющих на балансе жилые дома в настоящее время энергосбыт отказывается от их услуг в качестве посредников

при расчетах с бытовыми потребителями и рассчитывается с ними напрямую.

Особенностью расчетов с бытовыми потребителями является использование в качестве показателей полезного отпуска электроэнергии показателей ее реализации. Подсчет реализаций в денежном отношении ведется на основании оплаченных счетов. Реализация электроэнергии в натуральном выражении (кВт ч) определяется делением сумм по платежам, дифференцированным по тарифам, на соответствующие тарифы.

Порядок оплаты потребленной электроэнергии оговаривается в договоре о пользовании электроэнергией, заключаемом между потребителем и электроснабжающей организацией. На каждого обобществленно-коммунального потребителя открывается лицевой счет для ведения расчетов за электроэнергию. Лицевые счета открываются установки у потребителя приборов учета и заключения договора на пользование электроэнергией. В лицевом счете фиксируется постоянная информация о потребителе, его расчетных счетчиках и измерительных трансформаторах. Показания счетчиков потребитель в оговоренный срок сообщает в энергосбыт по телефону или в письменном виде. Переданные потребителем показания счетчиков и состояние приборов учета регулярно проверяются контролерами энергосбыта. При расчетах как правило используется система плановых платежей. Величина и сроки плановых платежей определяется энергосбытом и оговариваются в договоре на пользование электроэнергией. В случае не поступления от потребителя планового платежа энергосбыт в установленный срок взыскивает причитающуюся сумму в безакцепторной форме через банк.

Расчеты с промышленными потребителями значительно сложнее расчетов по другим группам потребителей вследствии двухставочных тарифов на электроэнергию, скидок и надбавок за компенсацию реактивной мощность, повышенных тарифов за превышение лимитов потребления электроэнергии и мощности. Открытие лицевого счета на промышленного потребителя проводится на основании следующих документов: договора на

пользование электроэнергией, акта проверки присоединенной мощности для правильного применения тарифов на электроэнергию, наряда на установленные расчетных приборов учета.

При расчете по двухставочному тарифу за оплачиваемую мощность принимается заявленная потребителем и принятая энергосистемой максимальная мощность, учавствующая в максимуме нагрузки энергосистемы и используемая на производственные нужды. Заявленная двухставочным потребителем мощность периодически контролируется энергосистемой. Превышение фактической нагрузки потребителя над величиной заявленной мощности оплачивается по повышенному тарифу.

Дополнительная плата двухставочного тарифа взимается за отпущенную энергию, учитываемую счетчиками активной энергии и реактивной мощности, по ставкам, предусмотренным действующими тарифами, в зависимости от места установки счетчика. К потребителям, рассчитывающимся за электроэнергию по двухставочному тарифу, применяется шкала скидок и надбавок за компенсацию реактивной мощности. Скидки и надбавки за компенсацию реактивной мощности исчисляются с сумм основной и дополнительной оплаты за потребление той части активной энергии, которая расходуется на производственные нужды.

Основным способом сбора показаний счетчиков для ежемесячных расчетов за электроэнергию с указанной группой потребителей является прием сообщений потребителей по телефону. Принятые по телефону показания счетчиков в энергосбыте записывают в карту показаний счетчиков, открываемых на каждого промышленного абонента. При открытии в карте проставляются данные о расчетных счетчиках и измерительных трансформаторах. Кроме карты показаний счетчиках на каждого промышленного абонента открывается карта расчетов за компенсацию реактивной мощности и карта расхода электроэнергии.

Расчеты за отпущенную потребителю электроэнергию производится по платежным требованиям энергосистемы в безакцепторном порядке два-три раза за расчетный период

(месяц).

Злостные неплательщики отключаются в установленном порядке.

1.1.5. Учет потерь электроэнергии

Согласно /1/ расчеты потерь электроэнергии должны выполняться по:

1) ретроспективным данным (ретроспективные расчеты);

2) данным, получаемым оперативно с помощью телеизмерений (оперативные расчеты);

3) данным, прогнозируемым на перспективу - год и более (перспективные расчеты);

Ретроспективные расчеты должны выполняться для:

- определения структуры потерь электроэнергии по группам элементов электрической сети;

- определения «коммерческих» потерь электроэнергии;

- выявление элементов (групп элементов) с повышенными потерями электроэнергии и разработки мероприятий по их снижению;

- определение фактической эффективности внедренных мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

- составление балансов электроэнергии по энергосистеме в целом, ее структурным подразделениям и подстанциям и разработки мероприятий по снижению небалансов до допустимых значений;

- определения технико-экономических показателей энергосистемы.

Оперативные расчеты должны выполняться для:

- контроля за текущими значениями потерь электроэнергии и их изменением во времени;

- оперативной корректировки режимов и схем электрических сетей в целях минимализации потерь;

- составление балансов мощности по энергосистеме и ее структурных подразделениям в целях контроля за соблюдением лимитов мощности;

- определение ожидаемых потерь на конец месяца, квартала, года;

- формирование базы данных, используемых при прогнозировании потерь электроэнергии.

Перспективные расчеты выполняются для:

- определения ожидаемых потерь электроэнергии на следующий и дальнейшие годы;

- расчета ожидаемой эффективности планируемых мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

- сравнения вариантов реконструкции электрических сетей по уровню потерь электроэнергии.

Для стимулирования работы персонала энергосистемы по снижению потерь электроэнергии в том числе по борьбе с хищениями электроэнергии, по результатам расчетов планируемых потерь вводится величина НХП - нормативная характеристика потерь. Эта величина представляет собой тот уровень технических потерь электроэнергии, который соответствует имеющейся конфигурации сети с учетом всех планируемых ремонтных работ и всех ожидаемых режимов работы /2/.

В АО «Янтарьэнерго» расчет потерь электроэнергии по составляющим производится с помощью имеющихся программ расчета режимов:

1) по питающей сети - «Крона»;

2) по распределительной сети и сети 0,4 кВ по программе «Урал».

Программы «Крона» и «Урал» сертифицированы для проведения подобных расчетов.

Потери рассчитываются по составляющим:

1) потери в сетях РАО «ЕЭС России»;

2) потери в питающей сети АО Янтарьэнерго (воздушные линии ВЛ - 330 кВ;

ВЛ - 60-110 кВ);

3) потери в распределительной сети по каждому классу напряжений (6, 10, 15 и 0,4 кВ);

4) суммарные потери в системе (без потерь в сетях РАО «ЕЭС России»).

Разбивка потерь по составляющим приведена на рисунке 2.

Величина фактических потерь в линиях электропередач определяется по разнице показаний счетчиков на питающих и приемных концах линий (согласно договору центрального диспетчерского управления и АО «Лиетува энергия» потери в линиях относятся к принимающей стороне), потери в автотрансформаторах АТ-1 и АТ-2 подстанции Советск определяются расчетом согласно /1/, из-за отсутствия счетчиков на стороне 330 кВ (в стадии монтажа). Расход на собственные нужды определяется по показаниям соответствующих счетчиков. Подсчитанные таким образом потери соответствуют фактическим техническим потерям в сетях РАО «ЕЭС России». Определение фактических потерь по сетям РАО «ЕЭС России» по показаниям соответствующих счетчиков приведены на рисунке 3.

Для определения других составляющих потерь определяется количество отпущенной электроэнергии в питательную сеть АО «Янтарьэнерго»

(1)

где - потери в линии 325;

- потери в линии 326;

- потери в линии 447;

- потери в автотрансформаторах;

- расход энергии на собственные нужды;

- суммарный отпуск электроэнергии в сети АО, определяемые с учетом перетоков и по другим, имеющимся связям 10 и 110 кВ по показаниям соответствующих счетчиков.

Приведенный расчет производится ежемесячно и предоставляется центральному диспетчерскому управлению и другим соответствующим службам.

Расчет расхода электроэнергии на транспорт в питающей сети заключается в определении потерь на линиях электропередач напряжением 330 кВ (415, 414), в автотрансформаторах подстанций 0-1 и «Северная - 330», расхода энергии на собственные нужды всех основных подстанций энергосистемы, потерь в линиях электропередач напряжением 60 - 110 кВ и расчетных потерь в понизительных трансформаторах основных подстанций и электростанций, что показано на рисунке 4.

Расчет производится с помощью программы «Корона». Исходными величинами являются:

- суммарный отпуск в сети АО «Янтарьэнерго», определяемый по формуле (1);

- мксимум нагрузки системы;

- нагрузка собственных станций;

- ремонтные режимы, обуславливающие значительные изменения конфигурации питающей сети;

- параметры питающих сетей;

- данные метеоусловий (для расчета потерь на корону в линиях напряжением 330 кВ).

Распределение нагрузки при расчетах принимается таким же как в дни контрольных замеров. Результаты расчета: величина мгновенных потерь при максимуме энергосистемы, а также величина годовых технических потерь в питающей сети питающей сети.

Каждое сетевое предприятие АО «Янтарьэнерго» по окончании отчетного периода располагает показаниями счетчиков электроэнергии на трансформаторах основных подстанции и величиной отпущенной энергии по отходящим фидерам.

Расчет технических потерь каждое предприятие, имея исходные данные по отпуску в его сеть, производит с применением программы «Урал». Распределение нагрузки при расчетах принимается пропорционально мощности трансформаторных подстанциях распределительных сетей.

Результатом расчетов являются следующие величины:

- суммарные потери электроэнергии по району (участку) сетей предприятия по классу напряжения 6, 10 и 15 кВ;

- суммарная величина потерь по предприятию;

- величина потерь в процентах по предприятию;

- отпуск в сеть 0,4 кВ.

Расчет технических потерь в сети 0,4 кВ производится одновременно с расчетом потерь в распределительной сети по программе «Урал», где потери в сети 0,4 кВ вводятся в процентах от суммарных потерь в распределительной сети. Программа «Урал» допускает проведение расчетов с величиной потерь в сети 0,4 кВ от 5 до 12 %.

Для обоснования величины потерь в сети 0,4 кВ, вводимых в программу при расчетах, каждое предприятие по заданию центральной диспетчерской службы в январе - феврале производят замеры на самых неблагоприятных фидерах 0,4 кВ. Замеряется напряжение и ток в начале фидера и напряжение у самого последнего потребителя, подключенного к исследуемому фидеру 0,4 кВ. Затем по методике изложенной в /1/ и /2/ расчетным путем определяется величина потерь электроэнергии в процентах в исследуемом фидере. Особенности определения расчетных технических потерь в распределительной сети 6 - 10 - 15 кВ приведены на рисунке 5.

По истечении расчетного периода предприятия представляют свои расчеты в центральную диспетчерскую службу, где на основании представленных расчетов предприятий и расчетов инженера по режимам составляют сводную таблицу и определяют суммарные потери по системе.

Отдельно следует оставаться на используемых программах. Программа «Корона», разработчик И. Зейдманис. Предназначена для расчетов потерь в питающей сети. Широко распространена в энергообъединениях Северо-Запад. Заменила не прижившиеся в нашей энергосистеме программы режимного назначения «Мустанг», «Урал-ТЕХЭНЕРГО», РАСТР. Программа «Урал» - предназначена для расчета распределительных сетей.

Результаты расчетов потерь по предприятиям АО Янтарьэнерго рассчитанных при помощи электронно вычислительной машины по программам «Корона» и «Урал» приведены в таблицах 5 и 6.

Отчетные потери электроэнергии представляют собой разницу между суммарным отпуском электроэнергии в сети АО «Янтарьэнерго» и электроэнергией потребленной и оплаченной потребителями электроэнергии.

Следует отметить, что промышленные и обобществленно - коммунальные потребители хоть могут задерживать оплату за потребленную электроэнергию, но счета им выставляются в соответсствии с показаниями счетчиков электроэнергии, на основании которых и составляются балансы электроэнергии в сети. Однако, в связи с значительным падением промышленного производства и банкротством многих предприятий, их доля в суммарном энергопотреблении значительно уменьшилась, при этом существенно увеличилась в процентном отношении потребление электроэнергии бытовыми потребителями. Общая неблагоприятная экономическая ситуация в стране, а также низкая дисциплина при снятии показаний расчетных счетчиков бытовыми потребителями приводят к крайне нерегулярной

оплате потребленной ими энергии. Так как об объеме потребленной бытовыми потребителями электроэнергии судят по сумме поступивших от них финансовых средств, сложившаяся ситуация приводит к значительным искажениям величины отчетных потерь. Как это не парадоксально, отчетные потери могут за некоторые месяцы получиться отрицательными, за другие вырастать до громадных величин. Попытки учитывать абонентскую задолженность за потребленную электроэнергию ведут лишь к дополнительным искажениям результатов.

В настоящее время величина отчетных потерь значительно возросла. Основные причины: нерегулярная оплата потребленной энергии бытовыми потребителями и увеличившийся объем хищений электроэнергии.

Анализ потерь электроэнергии проводится согласно /1/ для решения следующих задач:

- выявление и оценки резервов энергосистемы и ее предприятии по снижению потерь электроэнергии;

- выявлению и ражированию основных факторов, определяющих уровень потерь энергии;

- разработки мероприятий по снижению потерь электроэнергии, определения эффективности и очередности внедрения;

- определения очагов коммерческих потерь электроэнергии;

- оценки результатов работы по показателю потери электроэнергии энергосистемы в целом и ее подразделений;

- подготовки и обоснования решений по развитию электрических сетей, и внедрению мероприятий по снижению потерь, требующих капитальных вложений.

Основными формами анализа потерь электроэнергии является:

1. Составление балансов электроэнергии по каждой подстанции, электростанции, предприятию электрических сетей и энергосистеме в целом.

Получившиеся в результате фактические небалансы сравниваются с допустимыми, определяемыми по формулам, приведенным ниже, согласно /3/.

Значение допустимого небаланса по электростанции или подстанции:

(2)

где - суммарная относительная погрешность i -го измерительного комплекса, состоящего из трансформатора напряжения, трансформатора тока и счетчика, учитывающего поступившую (отпущенную) электроэнергию;

- доля электроэнергии, поступившей (отпущенной) через i - тый измерительный комплекс, определяемая по формуле (3):

(3)

где - количество электроэнергии, учтенной i - м измерительным комплексом за отчетный период;

- суммарное количество электроэнергии поступившее (отпущенное) на шины (с шин) электростанции или подстанции за отчетный период;

- число измерительных комплексов, учитывающих, поступившую электроэнергию на шины электростанции или подстанции;

- число измерительных комплексов, учитывающих отпущенную электроэнергию, в том числе на собственные хозяйственные нужды электростанции и подстанции.

Если значение фактического небаланса, больше значения допустимого небаланса, определенного по формуле (2) проводятся мероприятия по поиску неисправных приборов учета или же других причин возникновения небаланса.

Значение допустимого небаланса по предприятиям электрических сетей и

энергосистеме в целом:

(4)

где - суммарное количество точек учета, фиксирующих поступление наибольших потоков электроэнергии особо крупных потребителей;

- погрешность измерительного комплекта i - той точки учета электроэнергии;

- доля электроэнергии учетной i - той точкой учета;

- погрешность измерительного комплекса (типового представителя) трехфазного потребителя (мощностью ниже 750 кВ А);

- погрешность измерительного комплекса (типового представителя) однофазного учета;

- число точек учета трехфазных потребителей (кроме учтенных в числе );

- относительный пропуск энергии трехфазным потребителям;

- число точек учета однофазных потребителей (кроме учтенных в числе );

- относительный отпуск энергии однофазным потребителям.

2. Сравнения расчетных, плановых и отчетных потерь по энергосистеме и отдельным предприятиям.

3. Анализ изменения отдельных составляющих потерь электроэнергии с учетом изменения схем, режимов электрических сетей и структуры отпуска электроэнергии;

4. Сравнение отчетных и плановых нормируемых и лимитируемых составляющих баланса электроэнергии (собственные, хозяйственные и производственные нужды);

5. Оценка фактической эффективности отдельных мероприятий по снижению потерь, а также плана мероприятий в целом.

6. Выявление зависимостей потерь электроэнергии от основных факторов, характеризующих схему сети и режимы ее работы.

Для анализа потерь электроэнергии, согласно /3/ используются:

- результаты расчетов режимов электрической сети и их схемы;

- результаты расчетов потерь электроэнергии и их структуры;

- отчетные данные по потерям электроэнергии в энергосистеме и ее предприятиях за ряд лет;

- итоги выполнения планов мероприятий по снижению потерь;

- проектные решения по развитию электрических сетей;

- материалы характеризующие состояние и использование средств компенсации реактивной мощности регулирования режимов электрических сетей;

- данные по состоянию расчетного и технического учета электроэнергии;

- данные по среднемесячной оплате электроэнергии одного бытового потребителя и результаты борьбы с хищениями электроэнергии;

1.1.6. Недостатки существующей организации учета электроэнергии

Выше были рассмотрены особенности существующей организации учета потребления и потерь электроэнергии. На основе вышеизложенного можно сделать вывод как о неудовлетворительном состоянии существующей организации системы сбыта так и техническом несовершенстве систем учета электроэнергии и выделить присущие им недостатки.

Большие нарекания вызывают существующие приборы учета. Применяемые в большинстве случаев счетчики индукционной схемы обладают следующими недостатками:

- значительная погрешность;

- потеря нормируемой точности заданного до истечения межповерочного интервала;

- конструктивное несовершенство и достаточно низкое качество изготовления;

- большие возможности по снижению показаний без видимой порчи;

- большая погрешность при учете электроэнергии имеющей отклонения от ГОСТа по качеству (не симметрия, не синусоидальность).

Электронные счетчики электроэнергии отечественно производства, хоть и лишены большинства недостатков индукционных счетчиков, не обладают достаточной надежностью, кроме того дороги.

Применяемые измерительные трансформаторы тока и напряжения обладают значительной погрешностью, особенно при малых нагрузках. В настоящее время это имеет большое значение, так как многие промышленные предприятия в условиях сложной экономической ситуации значительно снизили объемы производства, и трансформаторы тока и напряжения постоянно работают в режимах с пониженной нагрузкой.

Свою роль играет и сложившееся ранее отношение к учету электроэнергии как к второстепенному и малозначащему фактору в работе энергообъектов. Это обстоятельство приводит к нерациональному выбору средств измерения, применению устаревших технических средств измерения и контроля, низкой дисциплины при монтаже приборов учета и снятии показаний счетчиков электроэнергии персоналом энергообъектов. Сложившаяся на энергообъектах практика подключения к измерительным трансформаторах устройств службы релейной защиты, электроавтоматики и электроизмерений нарушает нормированные электрические режимы работы и приводит к выходу трансформаторов за допускаемые классом точности пределы.

Отдельно следует упомянуть систему расчетов с бытовыми потребителями. Применяемая в настоящее время система самообслуживания далеко не идеальна.

Разновременность снятия показаний счетчиков, произвольные округления показаний, несвоевременная оплата потребленной энергии значительно искажают показатели потерь отпуска и потерь электроэнергии. Эти искажения приобретают все большую величину, так как доля бытовых потребителей в суммарном электропотреблении значительно увеличилась.

Перечисленные недостатки организации учета приводят к тому, что даже при отсутствии хищений появляются значительные небалансы электроэнергии по всем структурным подразделениям энергосистемы. Таким образом, сложившаяся ситуация способствует хищениям электроэнергии, так как не позволяется эффективно с ними бороться.

В настоящее время энергосбыт ведет активную работу по обнаружению и борьбе с хищениями электроэнергии. Контролеры энергосбыта производят осмотр приборов учета каждого бытового потребителя не реже одного раза в год. Планируется увеличить количество осмотров до одного раза в три месяца, однако этому мешает необдуманное сокращение численности контролеров произведенное ранее. Регулярно проверяются расчетные приборы учета и правильность снятия показаний у промышленных и обобществленно-коммунальных потребителей. Однако расхитители энергии совершенствуют способы хищения и обнаружить их не так просто, не имея предварительной ориентировки. Рейды по выявлению хищении носят как правило случайный характер и бессистемный характер, так как существующая система учета не позволяет эффективно локализовать места хищений электроэнергии.

Следует также отметить еще один недостаток присущий существующей организации системы счета. При существующих для большинства потребителей одноставочных тарифах, потребители не заинтерисованы в улучшении режима потребления мощности и сглаживании пиков суточного графика нагрузки. В то же время затраты энергосистемы на производство электроэнергии при равномерном и неравномерном суточных графиках нагрузки не одинаковы: чем равномернее суточный график нагрузки, тем меньше затраты энергетического

производства. Введение дифференцированных тарифов по зонам суток позволило бы материального заинтересовать потребителей в уплотнении графиков нагрузки энергосистемы. Однако существующая система учета не позволяет введение дифференцированных тарифов.

В последующих разделах рассмотрены пути устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии и повышения эффективности борьбы с хищениями электроэнергии.

1.2. Пути устранения недостатков существующей организации учета потребления и потерь электроэнергии

1.2.1. Обзор путей устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии

В первой части данной работы был проведен анализ существующей организации учета электроэнергии и выявлены ее основные недостатки. На основе вышеизложенного можно сделать вывод как о неудовлетворительном состоянии организационной системы сбыта так и о техническом несовершенстве систем учета электроэнергии. Существующее положение в организации учета электроэнергии не позволяет эффективно бороться с хищениями электроэнергии, объем которых возрастает. В следствии недостаточной точности и достоверности получаемой информации по электропотреблению значительно искажаются показатели работы энергосистемы.

Можно выделить следующие пути устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии:

1. Совершенствование приборов учета электроэнергии;

2. Создание автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии - АСКУЭ;

3. Проведение соответствующих организационных мероприятий.

Все выделенные пути устранения недостатков существующих организаций учета электроэнергии подробно рассмотрены ниже.

1.2.2. Совершенствование приборов учета. Применение более совершенных.

1.2.2.1. Совершенствование измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Даже имеющий самый высокий класс точности счетчик электроэнергии, подключенный к дающим большую погрешности трансформаторам тока и напряжения не обеспечит необходимую точность измерений. Поэтому применение измерительных трансформаторов обладающих высокой точностью имеет большое значение.

Трансформаторы тока и напряжения работают в своем большинстве на энергообъектах уже по 15-30 лет без должной периодической поверки. Известны источники возникновения погрешностей измерительных трансформаторов при их эксплуатации. Из-за старения материалов, нарушений условий и электрических режимов работы к ряду других причин погрешности трансформаторов тока и напряжения могут превышать допустимые пределы в несколько раз. Особо следует выделить высокую погрешность измерительных трансформаторов при пониженных нагрузках. Применяемые трансформаторы обеспечивают погрешность соответствующую своему классу точности при нагрузке более 5 % от номинальной. В настоящее время большинство промышленных предприятий у которых и организуется учет с использованием измерительных трансформаторов значительно уменьшили объемы производства и часто нагрузки не превышают 5 % от номинальной, что служит источником больших неточностей при учете электроэнергии.

Необходимо обеспечение периодической поверки трансформаторов тока и напряжения, тем более что соответствующие методики и аппаратура в нашей стране разработаны и внедряются. При выходе трансформаторов тока и напряжения за допустимым классом точности пределы необходимо проводить их замену на более совершенные. Кроме того следует по возможности исключать подключения к измерительным трансформаторам совместно с приборами учета устройств релейной защиты, особенно высокоомных. При невозможности подобных исключений необходимо применять менее мощные устройства релейной защиты или электронные счетчики электроэнергии.

Все перечисленные меры позволили бы повысить точность измерения электроэнергии при помощи измерительных трансформаторов.

1.2.2.2. Применение электронных счетчиков электроэнергии

Основным прибором учета электроэнергии до настоящего времени являлись индукционные счетчики электроэнергии класса точности 2,5. Эти приборы обладают массой недостатков и часто не удовлетворяют современным требованиям к учету электроэнергии, особенно при учете больших потоков энергии.

Повышение точности измерения мощности и энергии требует учета особенностей энергетических процессов при наличии нагрузок, ухудшающих форму кривой напряжения и создающих колебания напряжения и не симметрию. Точность измерения мощности и энергии потребляемой нагрузкой в системе электроснабжения, определяется не только классом точности прибора, но и структурой измерительного прибора, т.е. зависит от того, насколько применяемое устройство учитывает искажающие свойства нагрузок. Электронные счетчики электроэнергии позволяют более точно учитывать электроэнергию, имеющую значительные отклонения от норм по качеству, что очень важно при повышенной точности измерений.

Современные системы учета потребления электроэнергии нуждаются в двух типах измерительных приборов: счетчика электроэнергии и измерителя мощности или же в устройстве выполняющем обе функции. Реализация такой системы учета на базе старых измерительных приборов сопряжена с трудностями. Электронные счетчики обладают широкими возможностями по измерению активной и реактивной мощности и электроэнергии, кроме того имеют широкий набор дополнительных функций. Важным достоинством электронных счетчиков является возможность использования многотарифной системы

расчетов за электроэнергию. Электронные счетчики надежны и долговечны. Классы точности электронных счетчиков 0,2; 0,5.

Однако, следует упомянуть основной недостаток подобных приборов - дороговизну. Поэтому в настоящее время целесообразно применение электронных счетчиков при измерении значительных потоков энергии, где их применение себя оправдывает в следствии их высокой точности и надежности. По мере удешевления электронных приборов учета минимальная мощность потребителя при которой их целесообразно устанавливать будет уменьшаться. В АО «Янтарьэнерго» имеется опыт применения электронных счетчиков фирмы «Ландыш и Гир» на подстанции «Советск» в составе комплекса АСКУЭ производства этой же фирмы, а также отечественных электронных счетчиков производства Невиномеченского комбината. Если первые зарекомендовали себя в эксплуатации очень неплохо, то вторые проявили крайне низкую надежность и склонность к частым поломкам.

1.2.2.3. Применение приборов предварительной оплаты за электроэнергию.

Проблема обеспечение безусловных платежей за электроэнергию сегодня очень актуальна. Задача практического получения денег за электроэнергию существует не только в России, но и в любой другой стране. Сегодня разработаны и массово выпускаются в мире системы и приборы предварительной оплаты за электроэнергию. Суть таких систем: заплатил деньги - получил электроэнергию, нет денег - прибор сам отключает абонента от сети, без всякого участия энергоснабжающей организации. Внедрение таких систем способно принести значительный полезный эффект.

Большой интерес представляет опыт внедрения и эксплуатации системы предварительной оплаты электроэнергии «СПЭ» в АО «Пермьэнерго». Задача внедрения такой системы была поставлена в 1995 году и с 1997 года идет практическая установка системы предварительной оплаты за электроэнергию у мелкомоторных потребителй.

При выборе первоначального варианта системы предоплаты рассматривались предложения различных отечественных и зарубежных фирм. В качестве базового варианта была выбрана продукция фирмы HTS - electronik, Германия.

производства. Введение дифференцированных тарифов по зонам суток позволило бы материального заинтересовать потребителей в уплотнении графиков нагрузки энергосистемы. Однако существующая система учета не позволяет введение дифференцированных тарифов.

В последующих разделах рассмотрены пути устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии и повышения эффективности борьбы с хищениями электроэнергии.

1.2. Пути устранения недостатков существующей организации учета потребления и потерь электроэнергии

1.2.1. Обзор путей устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии

В первой части данной работы был проведен анализ существующей организации учета электроэнергии и выявлены ее основные недостатки. На основе вышеизложенного можно сделать вывод как о неудовлетворительном состоянии организационной системы сбыта так и о техническом несовершенстве систем учета электроэнергии. Существующее положение в организации учета электроэнергии не позволяет эффективно бороться с хищениями электроэнергии, объем которых возрастает. В следствии недостаточной точности и достоверности получаемой информации по электропотреблению значительно искажаются показатели работы энергосистемы.

Можно выделить следующие пути устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии:

1. Совершенствование приборов учета электроэнергии;

2. Создание автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии - АСКУЭ;

3. Проведение соответствующих организационных мероприятий.

Все выделенные пути устранения недостатков существующих организаций учета электроэнергии подробно рассмотрены ниже.

1.2.2. Совершенствование приборов учета. Применение более совершенных.

1.2.2.1. Совершенствование измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Даже имеющий самый высокий класс точности счетчик электроэнергии, подключенный к дающим большую погрешности трансформаторам тока и напряжения не обеспечит необходимую точность измерений. Поэтому применение измерительных трансформаторов обладающих высокой точностью имеет большое значение.

Трансформаторы тока и напряжения работают в своем большинстве на энергообъектах уже по 15-30 лет без должной периодической поверки. Известны источники возникновения погрешностей измерительных трансформаторов при их эксплуатации. Из-за старения материалов, нарушений условий и электрических режимов работы к ряду других причин погрешности трансформаторов тока и напряжения могут превышать допустимые пределы в несколько раз. Особо следует выделить высокую погрешность измерительных трансформаторов при пониженных нагрузках. Применяемые трансформаторы обеспечивают погрешность соответствующую своему классу точности при нагрузке более 5 % от номинальной. В настоящее время большинство промышленных предприятий у которых и организуется учет с использованием измерительных трансформаторов значительно уменьшили объемы производства и часто нагрузки не превышают 5 % от номинальной, что служит источником больших неточностей при учете электроэнергии.

Необходимо обеспечение периодической поверки трансформаторов тока и напряжения, тем более что соответствующие методики и аппаратура в нашей стране разработаны и внедряются. При выходе трансформаторов тока и напряжения за допустимым классом точности пределы необходимо проводить их замену на более совершенные. Кроме того

следует по возможности исключать подключения к измерительным трансформаторам совместно с приборами учета устройств релейной защиты, особенно высокоомных. При невозможности подобных исключений необходимо применять менее мощные устройства релейной защиты или электронные счетчики электроэнергии.

Все перечисленные меры позволили бы повысить точность измерения электроэнергии при помощи измерительных трансформаторов.

1.2.2.2. Применение электронных счетчиков электроэнергии

Основным прибором учета электроэнергии до настоящего времени являлись индукционные счетчики электроэнергии класса точности 2,5. Эти приборы обладают массой недостатков и часто не удовлетворяют современным требованиям к учету электроэнергии, особенно при учете больших потоков энергии.

Повышение точности измерения мощности и энергии требует учета особенностей энергетических процессов при наличии нагрузок, ухудшающих форму кривой напряжения и создающих колебания напряжения и не симметрию. Точность измерения мощности и энергии потребляемой нагрузкой в системе электроснабжения, определяется не только классом точности прибора, но и структурой измерительного прибора, т.е. зависит от того, насколько применяемое устройство учитывает искажающие свойства нагрузок. Электронные счетчики электроэнергии позволяют более точно учитывать электроэнергию, имеющую значительные отклонения от норм по качеству, что очень важно при повышенной точности измерений.

Современные системы учета потребления электроэнергии нуждаются в двух типах измерительных приборов: счетчика электроэнергии и измерителя мощности или же в устройстве выполняющем обе функции. Реализация такой системы учета на базе старых измерительных приборов сопряжена с трудностями. Электронные счетчики обладают широкими возможностями по измерению активной и реактивной мощности и электроэнергии,

кроме того имеют широкий набор дополнительных функций. Важным достоинством электронных счетчиков является возможность использования многотарифной системы

расчетов за электроэнергию. Электронные счетчики надежны и долговечны. Классы точности электронных счетчиков 0,2; 0,5.

Однако, следует упомянуть основной недостаток подобных приборов - дороговизну. Поэтому в настоящее время целесообразно применение электронных счетчиков при измерении значительных потоков энергии, где их применение себя оправдывает в следствии их высокой точности и надежности. По мере удешевления электронных приборов учета минимальная мощность потребителя при которой их целесообразно устанавливать будет уменьшаться. В АО «Янтарьэнерго» имеется опыт применения электронных счетчиков фирмы «Ландыш и Гир» на подстанции «Советск» в составе комплекса АСКУЭ производства этой же фирмы, а также отечественных электронных счетчиков производства Невиномеченского комбината. Если первые зарекомендовали себя в эксплуатации очень неплохо, то вторые проявили крайне низкую надежность и склонность к частым поломкам.

1.2.2.3. Применение приборов предварительной оплаты за электроэнергию.

Проблема обеспечение безусловных платежей за электроэнергию сегодня очень актуальна. Задача практического получения денег за электроэнергию существует не только в России, но и в любой другой стране. Сегодня разработаны и массово выпускаются в мире системы и приборы предварительной оплаты за электроэнергию. Суть таких систем: заплатил деньги - получил электроэнергию, нет денег - прибор сам отключает абонента от сети, без всякого участия энергоснабжающей организации. Внедрение таких систем способно принести значительный полезный эффект.

Большой интерес представляет опыт внедрения и эксплуатации системы предварительной оплаты электроэнергии «СПЭ» в АО «Пермьэнерго». Задача внедрения такой

системы была поставлена в 1995 году и с 1997 года идет практическая установка системы предварительной оплаты за электроэнергию у мелкомоторных потребителей.

При выборе первоначального варианта системы предоплаты рассматривались предложения различных отечественных и зарубежных фирм. В качестве базового варианта была выбрана продукция фирмы HTS - electronik, Германия. Система предварительной оплаты HTS - electronik состоит из приборов предварительной оплаты, ЧИП - ключей и программирующей станции. Прибор предварительной оплаты - это электронный счетчик, совмещенный в одном корпусе с программным устройством, сравнивающим какое количество электроэнергии потребитель оплатил и сколько израсходовал, и контактор, отключающий потребителя. ЧИП - ключ выполнен в форме пластмассового ключа и содержит залитую в пластмассу микросхему, фактически запоминающее устройство. Программирующая станция состоит из обычного компьютера и прибора преобразования сигналов, позволяющего записывать и считывать информацию с ЧИП - ключа.

Технические данные прибора предоплаты приведены в таблице 7.

Таблица 7.

Рабочий параметр	Значение
Напряжение Частота Количество тарифов Класс точности Температура эксплуатации Отключаемый ток в фазе Межповерочный интервал Срок службы	3х220-400 В 50 Гц 2 2 от - 40°С до + 70°С 100 А 16 лет 20 лет

Продолжение таблицы 7.

Рабочий параметр	Значение
Габаритные размеры	336х178х155 мм

Прибор имеет встроенные астрономические часы. Перед отключением срабатывает звуковая сигнализация. Все попытки несанкционированного вскрытия клемной коробки регистрируются.

При внедрении системы была сразу определена экономическая нецелесообразность ее установки для бытовых потребителей из-за искусственно установленных заниженных тарифов за электроэнергию и высокой стоимости приборов. В настоящее время все приборы установлены у потребителей получающих электроэнергию с шин 0,4 кВ.

В процессе внедрения было выявлено что:

- программный продукт немецкой стороны не соответствуют требованиям законов и правил при расчетах за электроэнергию в России;

- максимальный ток в фазе 100 А резко ограничивал объем применения от внедрения системы;

- система не защищена от перегрузок по току, что привело к систематическим отказам приборов;

- имеются серьезные различия в требованиях к качеству электроэнергии между Германией и Россией;

- в России отсутствуют требования к таким приборам, правила их внедрения и проведения расчетов.

В результате в АО «Пермьэнерго» были вынуждены разработать собственный программный продукт и систему предварительной оплаты за электроэнергию «СПЭ» на базе немецких приборов, в который сегодня решены следующие проблемы:

- программный продукт приведен в соответствие с Российскими законами и правилами;

- определены способы и места пломбирования и клеймения;

- определены способы организационной и технической защиты информации от несанкционированного воздействия;

- введена защита от перегрузок по току;

- отключаемый ток в фазе увеличен до 1000 А.

Система «СПЭ» была представлена на сертификационные испытания, впервые в России прошла их и имеет сертификат типа РОСС RU.C.34.004.A. № 5815.

Все приборы потребителям электроэнергии установили с их согласия. Для таких потребителей установлены экономические стимулы - скидка с тарифа в размере 3 % и дифференцируемый тариф по зонам суток со скидкой в ночное время в размере 35 %.

Приборы предварительной оплаты обеспечивают автономное управление отпуском электроэнергии, сообщает потребителю информацию о количестве потребленной им энергии и оставшейся сумме предоплаты и заблаговременно предупреждает потребителя о приближающемся исчерпании оплаченного кредита. Отключение потребителя после исчерпания им предоплаты и включение его на полную мощность после погашения им образовавшейся задолженности происходит автоматически. Защита от хищений электроэнергии осуществляется путем блокирования счетчика при взломе корпуса и прекращении подачи электроэнергии при записи в память счетчика подобного факта.

В результате внедрения в АО «Пермьэнерго» системы «СПЭ» с установкой около 200 приборов и организацией трех расчетных центров получены следующие результаты:

- погашена задолженность потребителей за электроэнергию, составляющая в среднем у каждого из них 50 тыс. руб.;

- совершенно неожиданно безусловность оплаты за электроэнергию стала мощным

энергосберегающим фактором и потребители значительно снизили электропотребление;

- сбор денег на 01.03.99 составил 750 тыс. руб. в месяц.

При эксплуатации системы были выявлены две крупные проблемы. Во-первых, попытки хищения электроэнергии вплоть до перемонтажа и искусственного короткого замыкания силовых цепей. Во-вторых низкое качество электроэнергии в сетях 0,4 кВ.

В настоящее время ведутся работы по созданию системы предварительной оплаты для потребителей, получающих электроэнергию с шин 6-10 кВ и собственного прибора предоплаты, стабильно работающего в практически аварийных режимах сети и имеющего более низкую цену.

1.2.3. Создание автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии.

1.2.3.1. Назначение, состав и принципы построения АСКУЭ.

Организация общероссийского оптового и розничного рынков энергии и мощности обуславливает необходимость повышение точности и достоверности учета электроэнергии путем создания отраслевой иерархической системой АСКУЭ и ее интеграции с банковскими системами для контроля и ускорения платежей на оптовом и розничном рынках энергии и мощности.

Современное состояние технических средств учета электроэнергии и оснащение энергосистем средствами вычислительной техники создают предпосылки для создания АСКУЭ, обеспечивающей выдачу необходимой коммерческой информации в реальном масштабе времени на все уровни управления и обслуживающие их банки.

Системы АСКЭ, автоматизирующие контроль и учет потоков энергии и мощности в энергосистеме, базируются на получении информации от электросчетчиков, ее сборе обработке и хранении на объектах с помощью специализированных микропроцессорных контроллеров с последующей передачей от них данных по каналам связи в центры обработки

информации и позволяют:

1) обеспечить легитимной и достоверной информацией коммерческие расчеты на оптовом рынке перетоков энергии и мощности между субъектами в ЕЭС России, а также коммерческие расчеты с субъектами розничных рынков энергии и мощности с использованием экономически обоснованных тарифов (дифференцированных, многоставочных, блочных);

2) осуществлять точный, в единых временных фазах учет и контроль балансов энергии и мощности по объектам энергосистемы (электростанциям и подстанциям), по узлам, РЭС, ПЭС и энергосистеме электрическим сетям РАО;

3) производить более точный учет и прогнозирование выработки и потерь электроэнергии в энергосистеме, а также удельных расходов топлива и других технико-экономических показаний на структурных подразделениях энергосистемы;

4) осуществлять контроль и управление режимами энергопотребления, в том числе контроль договорных величин потребления электроэнергии и мощности крупными промышленными предприятиями на основании коммерческих, метрологически обеспеченных данных и управление их нагрузкой;

5) обеспечить автоматизацию расчетов за отпущенную электроэнергию с различными группами потребителей, проведение расчетов с банковскими структурами, а также осуществлять в реальном времени движение платежей и контроль за их прохождением по межмашинному объекту;

6) формировать достоверные и точные данные для производственной и статистической отчетности о полезно отпущенной и реализованной электроэнергии, а также анализа режимов электропотребления по объектам, узлам, районам, энергосистемам, межрегиональным электрическим сетям РАО, объединения энергосистем и по РАО в целом;

7) создать информационную базу для повышения эффективности использования топливо-энергетических ресурсов, энергосбережения и рационального использования энергии в энергосистемах и у потребителей.

В основу систем АСКУЭ закладываются следующие основные положения:

1) исходной информацией для систем должны служить данные, получаемые от датчиков энергии;

2) системы, устанавливаемые на объектах, должны создаваться как расчетные (коммерческие), использующие для расчетного и технического учета одни и те же комплексы технических средств;

3) сбор, обработка, хранение и выдача информации об энергии и мощности на объектах должны осуществляться с помощью метрологически аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и сертифицированных для коммерческих расчетов устройств и систем;

4) системы сбора и передачи информации (ССПИ) АСКУЭ должны по возможности совмещаться с ССПИ автоматизированных систем диспетчерского управления объединения;

5) информация об электроэнергии и мощности, образующаяся и циркулирующая в системах АСУЭ всех уровней должна быть привязана к единому астрономическому времени ее образования и обеспечивать единые временные в целом.

Основным уровнем на котором осуществляется сбор и обработка информации об энергии и мощности от всех объектов АСКУЭ независимо от их принадлежности, является уровень энергосистемы, который в свою очередь имеет свою иерархию:

1) уровень предприятий электрических сетей и энергосбытов;

2) уровень районов электрических сетей и участков энергосбытов (данный уровень создается с учетом целесообразности);

3) уровень объектов АСКУЭ - электростанций и подстанций, а также потребителей электроэнергии (промышленных и приравненных к ним предприятий, сельскохозяйственных, коммунально-бытовых и других потребителей).

В состав средств АСКУЭ входят:

1) индукционные и электронные счетчики активной и реактивной энергии доукомплектованные или имеющие встроенные электронные счетчики) датчики импульсов;

2) информационно-измерительные системы и устройства сбора и передачи данных, обеспечивающие сбор, обработку, накопление хранение и передачу по каналам связи в соответствующие центры сбора и обработки информации данных о расходах электроэнергии, мощности в контролируемых точках на объектах АСКУЭ;

3) технические средства системы сбора и передачи информации от информационно-измерительных систем до центров обработки информации, включая каналы связи, модемы, устройства коммутации сигналов и т.д.;

4) средства вычислительной техники для объектов и центров обработки информации АСКУЭ и межмашинного обмена информацией между уровнями иерархии АСКУЭ.

В качестве средств вычислительной техники для обработки информации АСКУЭ на крупных электростанциях и подстанциях, а также центрах обработки информации об энергии и мощности в предприятиях электрических (районах электрических сетей) и в энергосистеме в целом применяются выделенные для этих целей рабочие станции или персональные электронно-вычислительные машины, стандартной комплектации и предназначенные для круглосуточной работы, как правило, включенные в местные локальные сети.

1.2.3.2. Преимущества АСКУЭ

Создание АСКУЭ совместно с применением более точных измерительных приборов позволило бы избавиться от многих недостатков присущих существующим системам учета

электроэнергии.

В системе АСКУЭ снятие показаний всех измерительных приборов происходит единовременно. Это позволяет избежать значительных погрешностей при учете электроэнергии в следствии разновременности снятия показаний измерительных приборов.

Применение обладающих высоким классом точности электронных счетчиков также способствует повышению точности учета электроэнергии и мощности. В настоящее время нередко небаланс между отпущенной и потребленной электроэнергией достигает 20 - 25 %. Исключив или значительно уменьшив при помощи АСКУЭ из подобного небаланса ту долю, которая может обусловлена погрешностью измерений электроэнергии, можно искать источники различного рода потерь и принимать адекватные меры по их ограничению.

Очень положительный эффект способно принести внедрение АСКУЭ на уровне бытовых и обобществленно-коммунальных потребителей. Это позволит значительно упорядочить систему расчетов с ними, а также получать точную информацию по энергопотреблению. Точная и отечественная информация о потребленной бытовыми потребителями электроэнергии способствует быстрому выявлению мест хищения электроэнергии, основная масса которых приходится именно на эту группу потребителей.

Внедрение АСКУЭ позволило бы повысить точность учета потерь электроэнергии. Как уже упоминалось выше при расчете величин технических потерь электроэнергии распределение нагрузки между потребителями условно принимается таким же как на день контрольных замеров (программа «Корона») или же пропорционально мощности установленных трансформаторов (программа»Урал»), что не совсем справедливо. Оперативная информация о распределении нагрузки между потребителями позволило бы повысить точность расчета потерь электроэнергии.

1.2.3.3. Возможные способы построения комплекса АСКУЭ

На рисунке 6 приведен пример структурной схемы АСКУЭ многоквартирного жилого дома. У всех потребителей электроэнергии установлены счетчики , кроме того один счетчик фиксирует суммарный расход электроэнергии на весь дом. Все имеющиеся счетчики электроэнергии подключены к концентратору, информация с которого в свою очередь передается на центральную станцию (ЭВМ). Возможна передача данных на рабочую станцию как по специальным каналам связи или же периодическое снятие информации при помощи переносных устройств. Показания всех счетчиков установленных у потребителей снимаются единовременно, полученная информация передается на рабочую станцию и обрабатывается. В соответствии с показаниями счетчиков электроэнергии потребителям выставляются счета за потребленную электроэнергию. Возможно введение многотарифной системы расчетов за электроэнергию.

Если в доме имеются случаи хищения электроэнергии, то возникает значительный небаланс между энергией отпущенной на весь дом и потребленной согласно показаниям счетчиков. Возникновение подобного небаланса сразу позволяет сделать вывод о наличии в пределах данного дома случаев хищения электроэнергии и принять дополнительные меры по их обнаружению.

Подобные системы уже эксплуатируются в Москве. Системы АСКУЭ для других групп потребителей имеют незначительные отличия.

Возможно несколько вариантов построения АСКУЭ. Прежде всего это классическая АСКУЭ на базе совершенно неинтеллектуальных счетчиков электроэнергии и полностью интеллектуальных концентраторов, осуществляющим связь со счетчиками, обработку собранной информации и передачу ее на рабочую станцию по существующим каналам связи через свои встроенные или внешние модемы.

Данная система работает с существующим парком индукционных счетчиков дополненных датчиками импульсов. Такая система обладает рядом недостатков, связанных в основном с проблемой обеспечения достоверности принятой и переданной информации в эксплуатационных условиях. Однако, к достоинствам такой системы можно отнести ее быстродействие и дешевизну. Учитывая огромный парк применяемых индукционных счетчиков их замена на более совершенные потребовала бы огромных материальных затрат. Второй вариант построения системы АСКУЭ - использование интеллектуальных электронных счетчиков обладающих широкими возможностями. Конечно, второй вариант очень перспективен, однако следует иметь ввиду, что стоимость многофункциональных электронных счетчиков достаточно велика и при всех их достоинствах в настоящее время широкое применение данных приборов нерационально. Как уже упоминалось подобные счетчики целесообразно устанавливать для измерения значительных перетоков энергии бытовых потребителей еще далеко.

1.2.3.4. Перспективы внедрения АСКУЭ в АО «Янтарьэнерго»

В АО «Янтарьэнерго» создана «Автоматизированная система контроля и учета энергии и мощности АО «Янтарьэнерго»» на основании приказа РАО «ЕЭС России» от 23.08.95 года № 381 «О создании автоматизированных систем контроля и учета электро и теплоэнергии (АСКУЭ) и дальнейшем развитии их а РАО «ЕЭС России» и приказа «Севзапэнерго» от 26.11.95 года № 181 «О создании автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) в ОЭС «Севзапэнерго».

Многоуровневая интегрированная АСКУЭ АО «Янтарьэнерго» предназначена для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого и технического учета и контроля производства, распределения и потребления энергии и мощности в ОЭС «Севзапэнерго». Цель создания АСКУЭ ОЭС «Севзапэнерго» является обеспечение точной,

достоверной и легитимной информацией всех видов учета энергии и мощности на всех уровнях управления ОЭС, включая межгосударственные взаиморасчеты, взаимозачеты на оптовом рынке энергии и мощности (ОРЭМ) и расчеты между энергоснабжающими организациями и потребителями на розничных рынках энергии и мощности.

В настоящее время в АО «Янтарьэнерго» установлена система учета и контроля потребления мощности и энергии на напряжении 330 кВ на подстанции «Советск». Имеется четыре электронных счетчика, установленных в цепи трансформатора напряжения на линиях: 325, 326, 447 и в цепи обходного выключателя, сумматор и источник независимого питания, разработанные фирмой «Ландыш и Гир». Информация со счетчиков поступает в диспетчерскую службу энергосбыта, где и происходит обработка результатов.

В перспективе на подстанции «Советск - 330» будут установлены счетчики на линиях: 441, 415, на автотрансформаторах и трансформаторах собственных нужд. В сети напряжением 330 кВ в Калининградской области также рассматривается вопрос об установке счетчиков на подстанциях «Центральная» и «Северная», так как они являются непосредственными поставщиками электрической энергии промышленным и бытовым потребителям Калининграда и пригородов.

Однако, в связи с достаточно тяжелым материальным положением энергетической отрасли широкое внедрение АСКУЭ на уровне промышленных и коммунально-бытовых потребителей, требующее значительных материальных затрат и необходимости решения многих технических проблем пока невозможно.

1.2.4. Проведение организационных мероприятий по повышению точности и достоверности учета электроэнергии.

Источником дополнительных погрешностей при учете электроэнергии служит низкая трудовая дисциплина некоторых работников энергообъектов. Снятия показаний счетчиков

электроэнергии производится крайне неаккуратно, требование к одновременности снятии показаний не выполняется. При монтаже приборов учета допускаются серьезные недочеты. Даже самый точный измерительный комплекс при недостаточно грамотной его эксплуатации будет служить источником значительных погрешностей.

На основе вышеизложенного можно сделать вывод о необходимости проведения организационных мероприятий по повышению дисциплины при эксплуатации измерительных приборов.

1.3. Расчетные способы повышения достоверности показаний счетчиков электроэнергии

1.3.1. Общий подход к решению проблемы

Существующие системы учета электроэнергии обладают массой недостатков. Они не позволяют получать точную, достоверную и оперативную информацию об объемах электроэнергии, распределяемых в электрических сетях и отпускаемых потребителям. Проблему повышения точности и достоверности системы сбора информации по электропотреблению можно решать путем ее технического совершенствования (замена существующих измерительных трансформаторов и счетчиков на более точные, внедрение АСКУЭ). Такой подход решает данную проблему, но он связан с значительными капиталовложениями и требует времени. Но существует и другой способ повышения точности и достоверности получаемой информации по электропотреблению.

В источнике /4/ рассматриваются возможности использования математической модели для достоверизации энергораспределения в сложной электрической системе. Такая математическая модель позволяет на основе имеющихся показаний счетчиков электроэнергии повысить точность, достоверность и надежность получения информации по потокам энергии, техническим и коммерческим потерям энергии и локализовать места этих потерь.

В основу математической модели для достоверизации энергораспределения может быть положен закон сохранения энергии. Электроснабжающие организации получают электроэнергию на высоком напряжении и с помощью своих сетей обеспечивают электроснабжение промышленных и бытовых потребителей, Все потребители оснащены счетчиками электроэнергии. Как правило, расчеты за электроэнергию производятся раз в месяц на основе показаний электросчетчиков. Естественно, что для любого отрезка времени всегда соблюдается закон сохранения энергии:

(5)

где – объем электроэнергии, подведенный к рассматриваемой сети;

– отпущенный потребителям объем электроэнергии;

– потери электроэнергии в сети.

В дальнейшем под электроэнергией будем понимать активную составляющую энергии.

Если с помощью существующих средств контроля электроэнергии произвести замеры подведенной и потребленной электроэнергии, то их разность даст общие потери, обычно называемые отчетными. Эти потери делятся на технические (потери от протекания тока и потери холостого хода) и коммерческие, характеризующие главным образом погрешности измерительной системы:

(6)

где - коммерческие потери электроэнергии;

- технические потери электроэнергии.

Предлагается способ повышения точности и достоверности информации по электропотреблению, основанный на математической обработке показаний имеющейся системы сбора информации. Основная идея такого расчетного способа лежит в использовании

закона сохранения энергии применительно ко всей энергосистеме в целом. Иными слонами, для любого временного интервала должен существовать баланс между выработанной и потребленной энергией с учетом потерь. Суть метода состоит в том, что для всех счетчиков необходимо найти расчетные значения энергии, проходящей в месте установки счетчика. Расчетное значение энергии, полученное на основании математической модели, будет отличаться от измеренного, но для расчетных значений будет соблюдаться закон сохранения энергии. Для измеренных значений закон сохранения энергии не соблюдается ввиду погрешностей системы сбора информации. Даже у очень точной системы измерений энергии будут присутствовать небалансы, которые обычно списываются на отчетные потери.

Из теории информации известно, что оценку погрешности показаний измерительных устройств целесообразно производить на основе минимизации функции взвешенной суммы квадратов ошибок измерений:

(7)

где - расчётное значение энергии i- ого счётчика;

- измеренное значение энергии i- ого счётчика;

- общее число счётчиков в схеме;

- весовые коэффициенты.

Весовые коэффициенты в (7) следует принимать обратно пропорциональными дисперсиям ошибок измерений. В связи с тем, что для большинства счетчиков их средние погрешности трудно определить или спрогнозировать, при выборе весовых коэффициентов следует использовать механизм экспертных оценок, учитывающий следующие факторы:

- класс точности измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- класс точности самого счетчика;

- условна эксплуатации счетчика, наличие зимнего подогрева;

- дату последней поверки;

- средний объем электропотребления в месте установки счетчика.

Для точных приборов весовые коэффициенты должны быть большими, а для плохих счетчиков – малыми, но всегда положительными числами.

Следует отметить, что функция (7) должна быть дополнена условиями, обеспечивающими выполнение закона сохранения энергии.

Для простоты первоначально будем полагать, что технические потери энергии в сети отсутствуют. Схему любой электрической сети можно представить в виде графа. Линии электропередачи и трансформаторы являются ребрами этого графа, а электростанции и подстанции – узлами.

Для каждого узла схемы должен выполняться закон сохранения энергии, т.е. притекающая энергия равна вытекающей. В случае, когда для всех узлов расчетной схемы закон сохранения энергии выполняется, он будет выполняться и для всей схемы в целом, и для любого отдельно взятого ее фрагмента. В качестве условия, обеспечивающего соблюдение закона сохранения энергии, следует записать систему уравнений, в которой каждое из уравнений представляет собой первый закон Кирхгофа для расчетных потоков энергии:

(8)

где – расчетная узловая энергия;

– расчетный поток энергии по ветви;

– число узлов в рассматриваемом фрагменте схемы сети.

Таким образом, рассматриваемая задача сводится к минимизации целевой функции (7) при наличии системы ограничений - равенств (8). Используя систему (8), все узловые

параметры в целевой функции (7) можно заменить на линейные. Взяв производные от (7) по переменным и приравняв их нулю, получим систему уравнений, решение которой относительно обеспечивает минимум функции (7):

(9)

Число уравнений и число переменных в данной системе будет равна числу связей в схеме замещения сети. В правой части системы (9) присутствует вектор В, компоненты которого связаны с небалансами в измерениях энергии. Квадратная матрица С состоит из постоянных коэффициентов, являющихся линейными комбинациями весовых коэффициентов из (7). Она является слабо заполненной и отражает топологию сети. Каждое из уравнений в (9) соответствует связи i – j и содержит столько ненулевых элементов, сколько связей имеют два соседних узла i и j. Узловые оценки энергии легко находятся из (8). Полученные расчетные значения и - удовлетворяют первому закону Кирхгофа. Получающиеся разности между измеренными и расчетными значениями энергии характеризуют погрешности измерительной системы. Данные расчеты позволяют локализовать элементы сети с большими погрешностями учета электроэнергии и оценивать достоверность системы сбора информации по учету электроэнергии, не прибегая к технической проверке и диагностике отдельных счетчиков.

Изложение является упрощенной формой подхода к достоверизации энергораспределения. Далее следуют пояснения, позволяющие использовать метод для расчетов реальных энергосистем.

1.3.2.Наблюдаемость энергораспределения и связь с задачей оценки состояния режима мощностей.

Для электроэнергетики хорошо известна задача оценивания состояния установившегося режима энергосистемы по данным телезамеров или контрольного замера. Из теории оценивания известно, что режим системы может быть восстановлен (рассчитан) при достаточном объеме замеров и их правильном размещении в сети. Достоверизацию энергораспределения сложной электрической сети можно также рассматривать как задачу оценивания. В случае, когда в энергосистеме будет недостаточное число счетчиков электроэнергии, невозможно будет найти и расчетные значения потоков энергии. Такую ситуацию можно характеризовать термином «ненаблюдаемость». При оценивании состояния установившегося режима по данным телезамеров проблема ненаблюдаемости решается путем введения в целевую функцию дополнительных измерений, называемых псевдозамерами. Обычно в качестве псевдозамеров используются данные по узловым нагрузкам, полученные из контрольного замера.

Относительно задачи оценивания энергораспределения следует отметить, что проблема ненаблюдаемости для нее не так актуальна, так как во всех узлах схемы устанавливаются счетчики, контролирующие генерацию электроэнергии и ее отпуск потребителям.

Из теории оценивания известно, что уточнение расчетных величин по сравнению с замеренными (снижение погрешности измерений) возможно только при наличии избыточности измерений. Для оценки энергораспределения избыточность измерений будет появляться в том случае, если помимо всех узловых инъекций энергии будет измеряться хотя бы один переток энергии по линии электропередачи или трансформатору, соответствующему ветви в схеме замещения. Чем больше связей в сети оснащено счетчиками, тем выше будут избыточность системы измерения и точность расчетов энерго-распределения. Поэтому следует

регулярно производить снятие показаний не только расчетных счетчиков электроэнергии, но и счетчиков технического учета. С точки зрения рассматриваемой математической модели использование дублируемых измерений также повышает точность расчетов.

Введение дополнительных псевдозамеров целесообразно при наличии грубых ошибок в измерениях (заклинивание счетчика), при потере измерений и при наличии ненаблюдаемых фрагментов сети. Источником данных для получения псевдозамеров может быть контрольный замер мгновенных электрических параметров (токи, мощности, напряжения) установившегося режима. Из контрольного замера установившегося режима могут быть получены любые данные по потокам активной и реактивной мощности. В связи с этим в задаче достоверизации энергораспределения удобно от данных по энергии перейти к данным по мощностям. Такой переход весьма прост и осуществляется путем деления данных по объемам замеренной энергии на время , в течение которого данный объем энергии был зафиксирован:

(10)

Дальнейшая достоверизация измерений будет выполняться в пространстве средних мощностей. Все предшествующие рассуждения и формулы для достоверизации измерений остаются действительными и для мощностей. Точно так же как для измерений энергии не выполнялись узловые балансы, так и для полученных из (10) средних мощностей узловые балансы выполняться не будут. Восстановив расчетным способом баланс для мощностей, можно сделать обратный подход от мощности к энергии. Полученные расчетные значения потоков энергии будут удовлетворять закону сохранения энергии и первому закону Кирхгофа для каждого узла.

Таким образом, возможен переход от задачи достоверизации энергораспределения к

задаче достоверизации средних мощностей, полученных на основании показаний счетчиков электроэнергии. Достоверизация мощностей имеет глубокую степень научной и практической проработки. Одна из проблем при обработке данных счетчиков электроэнергии – неодновременность снятия их показаний. Переход к средним мощностям позволяет выполнять балансовые расчеты на основе асинхронно снятых измерений, если при снятии показаний счетчиков фиксировать время измерения. Поделив объем энергии на временной интервал его измерения, всегда можно определить среднее значение мощности, на основании которого производятся расчеты.

Следующим положительным моментом перехода к оценке средних мощностей является возможность достоверизации реактивной энергии совместно с активной. Кроме того, данные контрольного замера мощностей при обработке средних мощностей позволяют учитывать псевдозамеры узловых модулей напряжения. В результате оценки средних мощностей, получаемых на основе показаний счетчиков энергии, может быть восстановлен режим мощностей во всей схеме, т.е. могут быть получены перетоки мощности по связям, на которых счетчики энергии не были установлены. Таким образом, задача достоверизации энергораспределения сложной сети позволяет не только произвести уточнение показаний счетчиков, исходя из первого закона Кирхгофа, но и получить оценки потоков энергии во всех остальных элементах сети, в которых счетчики активной и реактивной энергии отсутствуют.

Важное значение при оценивании состояния уделяется выявлению «плохих» измерений. Известно, что один плохой замер может “испортить” множество хороших, точных, замеров. Существуют расчетные методы отбраковки плохих (ложных) замеров. С точки зрения задачи достоверизации энергораспределения выявление ложных замеров может иметь еще большее значение, так как счетчики электроэнергии подвержены частым поломкам и заклиниваниям.

Таким образом, задачу достоверизации энергораспределения можно свести к хорошо известной задаче оценки состояния установившегося режима и использовать в качестве псевдозамеров данные достоверизации контрольного замера.

Следует указать особенности задачи сценки энергораспределения по сравнению с задачей оценки установившегося режима электрической сети. Оценка установившегося режима электрической сети по данным мощностей производится для фиксированного момента времени, для которого известна топология электрической сети. На основе топологии сети определяется схема замещения, и оценивание сводится к определению лучшего режима, соответствующего текущим замерам. Оценивание режима энергораспределения предполагает рассмотрение задачи на длительных интервалах времени – неделя, месяц, квартал, год. Результатам расчетов являются потоки энергии по связям и узловые инъекции энергии, удовлетворяющие первому закону Кирхгофа. Естественно, что на длительных интервалах времени возможны изменения топологии. Такие изменения связаны с аварийными, ремонтными и эксплуатационными отключениями линий электропередачи, трансформаторов и другого оборудования. Таким образом, достоверизацию энергораспределения приходится производить в условиях неопределенности топологии электрической сети и схемы ее замещения.

Задача оценки энергораспределения на длительных интервалах времени должна решаться без учета второго закона Кирхгофа в связи с неопределенностью топологии сети. При анализе сложных энергосистем, имеющих свое структурное деление, интерес вызывают не потоки энергии по отдельным связям, в суммарные перетоки энергии между различными частями энергосистемы, т.е., перетоки по сечениям. Эти перетоки определяются не вторым, а первым законом Кирхгофа, так как они определяются суммарными балансами рассматриваемых подсистем.

1.3.3. Учет потерь

Следующая особенность задачи оценки энергораспределения (по сравнению с задачей оценки установившегося режима) заключается в учете потерь. В связи с тем, что в течение расчетного отрезка времени перетоки мощности на любом элементе отличаются от средних, получаемых по показаниям счетчиков, расчет потерь мощности необходимо производить с учетом графика загрузки элемента. График таковой загрузки элементов обычно неизвестен, в связи с чем при некоторых допущениях нагрузочную составляющую технических потерь мощности можно вычислять, используя следующую формулу :

(11)

где и – математические ожидания перетоков мощности, получаемые на основе показаний счетчиков;

и – дисперсии этих перетоков.

Для оценки дисперсий указанных величин целесообразно использовать данные сезонных суточных замеров или данные телеметрии. Следует отметить, что учет потерь вносит нелинейность в задачу достоверизации энергораспределения. Так же как и при оценке состояния установившегося режима мощностей, учет такой нелинейности производится путем организации итерационного процесса, уточняющего решение. На каждой итерации пересчитываются расчетные значения перетоков, а потери в связях разносятся в соседние узлы. Имея значения полных (отчетных) и технических потерь , из (10.2) можно рассчитать коммерческие потери. Более того, суммарные коммерческие потери могут быть распределены между отдельными элементами схемы сети. На основании этих данных можно оценить убытки энергоснабжающей организации от несовершенства системы учета электроэнергии. Локализовав узлы с наибольшими коммерческими лагерями, можно организовать комплекс

технических мероприятий по проверке существующей системы учета и контроля электроэнергии и по выявлению хищений электроэнергии.

1.3.4. Результаты тестовых расчетов

Предлагаемая методика реализована в виде исследовательской программы, работающей в составе комплекса расчета установившихся режимов RASTR, широко внедренного в отечественной электроэнергетике. Единая система подготовки информации позволяет совместно использовать данные о параметрах схемы замещения и данные контрольного замера мощностей с параметрами электропотребления. Предельный объем расчетной схемы – 600 узлов. Расчеты по достоверизации энергораспределения производились на основе показаний счетчиков за декабрь 1995 г. для сетевого предприятия, насчитывающего 130 подстанций 110 кВ.

Разработанная методика обеспечивает высокую точность и сходимость. Для достижения минимума целевой функции (7) требуется пять - шесть итераций. На основании расчетов измеренные потери (5) были разделены на технические и коммерческие (6). С учетом среднего уровня тарифа на уровне декабря 1995 г. коммерческие потери только за один месяц составили более одного миллиарда рублей. Основные причины, такого высокого уровня коммерческих потерь – хищения электроэнергии и низкое техническое состояние системы учета электроэнергии.

1.3.5. Выводы

Достоверизация показаний счетчиков электрической энергии может производиться путем сведения ее к задаче оценки состояния средних за расчетный период мощностей. Это позволяет производить балансовые расчеты по энергораспределению на основе неодновременно снятых измерений.

Для повышения достоверности информации по энергораспределению система сбора информации должна быть избыточной. Необходимо периодически производить снятие показаний всех имеющихся счетчиков электроэнергии, в там числе и технического учета.

Предложенный метод достоверизации энергораспределения позволяет разделить технические и коммерческие потери, локализовать участки с наибольшими коммерческими потерями и расчетным путем осуществлять диагностику системы учета электроэнергии.

Методика может применяться:

в объединенных энергетических системах для достоверизации обменных потоков, балансов и потерь энергии в отдельных энергосистемах;

в районных энергосистемах для выявления плохих счетчиков, коммерческих потерь и хищений электроэнергии;

на крупных промышленных предприятиях, имеющих сложную схему сети, для достоверизации энергопотребления и организации хозрасчета с абонентами.

1.3.6. Пример расчета сети

В качестве примера применения предложенного метода повышения достоверности показаний счетчиков электроэнергии рассмотрим расчет распределительной сети 0,4 кВ. Принципиальная схема исследуемой сети приведена в приложении ДП 45.100.100.12.ЭЗ. Данная сеть вызывает особые опасения с точки зрения хищений электроэнергии так как выполнена в виде ВЛ, что способствует расхитителям электроэнергии.

Полные данные о нагрузках потребителей рассматриваемой сети отсутствуют. Имеющие данные позволяют сделать вывод о том, что в зимний период средняя потребляемой мощности составляет 1600 Вт для каждого потребителя.

Графика нагрузки в сети 0,4 кВ не снимается. Для оценки уровня потерь в исследуемой сети воспользуемся методикой предложенной в источнике /1/. Для определения величины

потерь в сети 0,4 кВ необходимо знать ток в начале исследуемой линии и потери напряжения в максимум нагрузки сети от шин трансформаторной подстанции до наиболее удаленного электроприемника. Данные контрольного замера токов в фазах и напряжения произведенные 05.01.98 г. на шинах трансформаторной подстанции приведены в таблице 8.

Таблица 8. Данные контрольного замера

Токи в фазах	Линейное напряжение
Фаза	Ток, А	Между фазами	Напряжение, В
А	295	А - В	400
В	318	В - С	395
С	325	С - А	398

Для определения величины потерь напряжения в исследуемой сети воспользуемся методикой используемой для расчета осветительной сети. Данному типу сети (трехфазная четырехпроводная) сечению проводов (185 мм ²), а также величине и расположению нагрузки соответствует уровень потерь напряжения в 4,2 %. При этом принимаем максимальную потребляемую мощность для каждого потребителя 3 кВт.

Потери электроэнергии определим по формуле (12)

(12)

где - потери электроэнергии в линии напряжением 0,4 кВ (в процентах отпуска в сеть);

- потери напряжения в максимум нагрузки сети от шин трансформаторной подстанции до наиболее удаленного электроприемника в %;

- время максимума потерь;

- время использования максимума нагрузки;

- коэффициент, учитывающий неравномерность распределения нагрузок по фазам

Коэффициент определяется по формуле:

(13)

где - измеренные токовые нагрузки фаз;

- отношение сопротивлений нулевого и фазного проводов, для данной сети =1.

Отношение найдем из таблицы 9.

Таблица 9. Соотношение величин и

, ч	2000	3000	4000	5000	6000
	0,46	0,52	0,6	0,72	0,77

Для =4700 ч =0,684

С учетом числовых значений:

Следовательно средние потери мощности в сети составят 2 % от мощности поступившей в сеть. Будем считать, что все потери приходятся на головной участок линии. Это достаточно справедливо потому, что этому участку соответствует максимальная токовая нагрузка.

Расчетная схема приведена на рисунке 6. Данные по нагрузкам в узлах соответствующие количеству потребителей, подключенных к каждому узлу приведены в таблице 10.

Таблица 10. Узловые нагрузки

Узловая нагрузка	Р>1>	Р>2>	Р>3>	Р>4>	Р>5>	Р>6>	Р>7>	Р>8>	Р>9>	Р>10>	Р>11>	Р>12>	Р>13>
Величина, кВт	4,8	1,6	6,4	4,8	3,2	1,6	3,2	3,2	1,6	3,2	3,2	4,8	1,6
Узловая нагрузка	Р>14>	Р>15>	Р>16>	Р>17>	Р>18>	Р>19>	Р>20>	Р>21>	Р>22>	Р>23>	Р>24>	Р>25>	Р>26>
Величина, кВт	6,4	6,4	6,4	4,8	6,4	4,8	1,6	3,2	3,2	4,8	4,8	4,8	1,6

Запишем уравнения по первому закону Кирхгофа по формуле (8) для средних мощностей согласно рисунку 6.

(14)

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

(35)

(36)

(37)

(38)

В результате решения системы уравнений (14) - (38) получим значения перетоков мощности между узлами. Результаты расчетов сведены в таблицу 11.

Таблица 11. Результаты расчетов

Перетоки мощности	Р>0-1>	Р>1-2>	Р>2-3>	Р>3-4>	Р>4-5>	Р>5-6>	Р>6-7>	Р>7-8>	Р>8-9>	Р>2-10>	Р>10-11>	Р>11-12>	Р>12-13>
Величина, кВт	102,4	97,6	24,0	17,6	12,8	9,6	8,0	4,8	1,6	72,0	68,8	65,8	38,4
Перетоки мощности	Р>13-14>	Р>14-15>	Р>15-16>	Р>16-17>	Р>17-18>	Р>18-19>	Р>29-20>	Р>22-21>	Р>21-22>	Р>22-23>	Р>23-24>	Р>24-25>	Р>25-26>
Величина, кВт	36,8	30,4	24,0	17,6	12,8	6,4	1,6	22,4	19,2	16,0	11,2	6,4	1,6

Найдем среднюю нагрузку трансформаторной подстанции с учетом потерь в головном участке линии в размере 2,0 % от суммарной нагрузки

кВт (39)

Максимальную нагрузку трансформаторной подстанции найдем по формуле (40)

(40)

где 8760 - число часов в году

кВт

Определим максимальную нагрузку трансформаторной подстанции по данным контрольного замера приведенным в таблице 8.

(41)

где - линейное напряжение сети;

- коэффициент мощности

кВт

Как видно расчетное значение нагрузки отличается от измеренного незначительно. Это скорее всего вызвано некоторыми допущениями при расчете. На основе проведенного анализа можно сделать вывод об отсутствии хищений электроэнергии в рассматриваемой сети.

Приведенный анализ позволяет обнаружить участки сети, в которых происходят хищения электроэнергии. Более точное определение мест хищения электроэнергии можно производить путем применения токовых клещей, по методу изложенному ниже.

1.3.7. Контроль показаний счетчиков электроэнергии при помощи токовых клещей

Одним из наиболее удачных применений безконтактных методов измерения стала разработка амперметров, использующих для измерений протекающего тока трансформатор с разъемным магнитопроводом. Это позволяет подключить измерительный прибор к цепи без

разрыва последней. Такой метод чрезвычайно удобен при оперативном изменении переменных токов достаточно большой величины. Преимущества данного метода измерения очевидны также при проведении большого числа измерений, при этом время одного измерения не превышает нескольких секунд. Работать с этими приборами чрезвычайно просто. Для проведения измерения достаточно с помощью специальной клавиши разжать захват разъемного магнитопровода, обхватить проводник, по которому протекает ток, и после смыкания захвата вокруг проводника считать показания со шкалы прибора. Поэтому, неудивительно, что в последнее время различными производителями было разработано большое количество таких приборов, получивших название «токовые клещи» или «клапметры». Данным методом возможны измерения не только протекающего тока, но и частоты, активной и реактивной мощности, угла сдвига фазы и даже наблюдение формы сигнала. Огромное количество производимых сейчас моделей клапметров охватывает весь диапазон измеряемых параметров.

Рассматривая данный класс измерительных приборов, их можно разделить на несколько групп, характеризующихся различными функциональными возможностями, областью применения, стоимостью, степенью универсальности и конструктивным исполнением.

Группа наиболее простых клапметров самая многочисленная. Эти приборы измеряют значения переменного тока, кроме того при помощи обычных щупов способны измерять постоянное и переменное напряжение и сопротивления. Верхняя граница измеряемого тока составляет обычно 300-600 А, разрешающая способность 0,1 - 1 А. Эти приборы достаточно просты, надежны, дешевы и безопасны. Погрешность измерения тока не превышает 2,5 %. Характерные представители этой группы приборов ЕСТ - 650; СМ - 87; DM - 6007; СТ - 3101С; СНY - 901/932.

Более дорогие клапметры обладают возможностью измерять постоянный ток, более точны обладают набором дополнительных функций. Наибольший интерес из этой группы представляет клапметр модели Prova 6600 способный измерять постоянный и переменный ток, частоту, отношение величин в процентах, а кроме того активную (до 200 кВт) и реактивной (до 200 КвА) мощностей и (от 0,3 до 1). Широкие возможности этого прибора позволяют применять его для различных целей. Однако, этот прибор достаточно дорог.

Все вышеперечисленные достоинства клапметров позволяют использовать их как средство обнаружения хищений электроэнергии. Изложенная ниже методика позволяет использовать токовые клещи для контроля правильности показаний счетчиков электроэнергии.

В приложении ДП 45.100.100.12 Контроль показаний счетчиков электроэнергии при помощи токовых клещей показан общий подход к проблеме контроля показаний счетчиков электроэнергии при помощи токовых клещей. В период суточного максимума нагрузки при помощи клапметра замеряется ток или мощность в зависимости от возможностей клапметра проходящие через идущую к потребителю отпайку линии электропередач. Если замерен ток, зная напряжение сети и легко можно получить значение мощности по формуле (42) для однофазной сети:

(42)

где - линейное напряжение сети;

- коэффициент мощности;

I - измеренное значение тока.

Полученное таким образом значение потребляемой мощности в период суточного

максимума - максимальная нагрузка. Зная число часов использования максимума нагрузки (для бытовых потребителей принимается равным 4700 ч) можно определить значение средней потребляемой мощности для данного потребителя по формуле (43)

(43)

где - максимальная нагрузка потребителя;

- число часов использования максимума нагрузки;

8760 - число часов в году.

Формула (43) получена из анализа суточного графика нагрузки и графика годового энергопотребления.

Определив среднюю потребляемую мощность для данного потребителя легко расчитать количество электроэнергии, потребленное им за расчетный период , по формуле (44)

(44)

где t - расчетный период.

Затем сравнивается рассчитанное по формуле (44) значение количества электроэнергии потребленного за расчетный период с показаниями счетчика электроэнергии установленного у потребителя. Если наблюдается значительное расхождение (на 30 - 50 % и более) между показаниями счетчика и полученным путем измерения и расчета количеством потребленной электроэнергии следует уделить особое внимание осмотру прибора учета и электропроводки у потребителя. Возможна поломка счетчика, изменение схемы его подключения с целью снижения показаний, оборудование скрытой проводки и другие причины возникновения расхождений.

Предложенный метод конечно не является очень точным. Он будет давать наименьшие погрешности зимой, когда нагрузка максимальна. Именно на этот период приходится

подавляющее большинство хищений электроэнергии и они приобретают значительный объем. Мной изложен лишь общий подход к решению данной проблемы. Метод требует доработки на основе статистических данных.

1.4. Обзор существующих способов хищения электроэнергии

Подавляющее большинство хищений электроэнергии приходится на бытовых потребителей. В быту для учета электроэнергии применяются однофазные счетчики типа СО. Данный счетчик имеет четыре клеммы. Между первой и второй клеммами включена токовая обмотка, имеющая малое сопротивление и состоящая из нескольких витков медного провода. Третья и четвертая клеммы замкнуты между собой. Между первой клеммой и третьей и четвертой клеммами включена обмотка напряжения. Обмотки питают магнитопроводы, поле которых приводит во вращение диск измерительного механизма. Учет потребляемой энергии происходит путем перемножения мгновенных значений тока и напряжения действующих в обмотках. При этом важно также мгновенное направление магнитных потоков в обмотках.

Самым простым способом уменьшения показаний счетчика является механическое торможение диска измерительного механизма. Для этого как правило отдавливают стекло в окошке корпуса счетчика и просовывают туда кусок прозрачной пленки. Касаясь диска измерительного механизма пленка тормозит его вращение.

При другом способе механического торможения диска измерительного механизма в корпусе счетчика сверлят отверстие и вставляют туда проволоку. При этом проволока касаясь диска тоже тормозит его вращение. Данные способы хищений электроэнергии встречаются достаточно часто благодаря своей простоте. При этом факт хищения легко обнаруживается при визуальном осмотре счетчика электроэнергии.

Еще более распространены способы хищений электроэнергии связанных с изменением схемы подключения электросчетчика. Этому способу хищения способствует то, что часто

клеммная коробка счетчика не опечатана совсем, а если и опечатана то пломба легко снимается и восстанавливается вновь. Основные способы хищений электроэнергии показаны на соответствующих чертежах.

Наиболее часто встречаются случаи хищения электроэнергии либо путем остановки длина измерительного механизма, либо путем изменения направления его вращения. Для остановки диска измерительного механизма как правило обесточивают цепь токовой обмотки. Этого можно добиться ее шуктированием. При этом часто используются различные приспособления позволяющие шуктировать токовую цепь лишь в определенное время, например при использовании наиболее мощного электроприемника. Иногда для обесточивания цепи токовой обмотки на нее подключают «ноль» вместо «фазы» и используют заземление нулевого провода. Еще один способ - нарушение контакта в цепи напряжения.

Для изменения направления вращения диска измерительного механизма сущетсвуют несколько способов. Самый простой из них это поменять местами провода первой и второй клемм. Но такое переключение легко обнаруживается. Более сложный способ изменения направления вращения диска измерительного механизма - подача в цепь токовой обмотки тока большего чем потребляемый всеми нагрузками и противоположного ему по направлению. Для этого часто используют автотрансформатор. Как правило это автотрансформаторы мощностью 150-200 Вт с напряжением на вторичной обмотке от 3 В до 15 В, регулируемым ступенчато или плавно. Регулировкой выходного напряжения автотрансформатора можно добиться тока в цепи, большего потребляемого квартирой. Это заставит счетчик изменить направление вращения диска измерительного механизма. Кроме того использование автотрансформатора позволяет добиться тока в цепи либо равного либо немного меньшего тока нагрузки. При этом диск измерительного механизма либо останавливается, либо вращается очень медленно. Подобное устройство может быть сделано очень компактным и встроено в мощные

электроприемники, что очень затрудняет его обнаружение.

Кроме вышеизложенного способа изменения направления вращения диска измерительного механизма существует и другой способ с использованием трансформатора тока.

Способы хищений электроэнергии, связанные с изменением направления вращения диска измерительного механизма, особенно с использованием автотрансформатора и трансформатора тока позволяют значительно снижать показания счетчика электроэнергии. Для этого диск измерительного механизма заставляют вращаться в обратную сторону в ночное время при этом показания счетчика значительно уменьшают. В дневное время, когда возможно посещение контролера энергосбыта диск измерительного механизма вращается в нужную сторону и такое хищение сложно обнаружить.

Иногда в цепь токовой обмотки включается измерительный трансформатор ток. При этом ток в данной цепи уменьшается в соответствии с коэффициентом трансформации используемого трансформатора тока, соответственно с этим уменьшается величина потребленной электроэнергии, фиксируемая счетчиком. В поселках и сельской местности для хищения электроэнергии распространено подключение мощных электроприемников минуя расчетный счетчик. Этому способствует конструктивное исполнение линий электропередач напряжением 0,4 кВ. Применение в их конструкции неизолированных проводов и использование нулевого провода меньшей толщины чем фазные провода позволяет легко производить несанкционированные присоединения.

Среди промышленных потребителей случаи хищений электроэнергии встречаются достаточно редко. Этому во многом способствует то, что учет электроэнергии у них налажен лучше чем у бытовых потребителей. Как правило промышленные потребители используют изменение коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и

напряжения для хищений электроэнергии.

На основе приведенного обзора способов хищений электроэнергии можно сделать вывод, о том что для обнаружения некоторых способов хищения электроэнергии требуется дополнительное оборудование.

1.5. Разработка технических мероприятий по обнаружению и борьбе с хищениями электроэнергии

1.5.1. Обзор технических мероприятий по обнаружению и борьбе с хищениями электроэнергии

На основании проведенного анализа способов хищения электроэнергии можно предложить разработку технических мероприятий по борьбе с ними. Существующие приборы учета позволяют осуществлять снижение их показаний весьма простыми способами. При этом установить факт несанкционированного доступа к расчетному счетчику не так просто, что затрудняет обнаружение изменения схемы его подключения с целью снижения его показаний. Устройства позволяющие изменять направление вращения диска измерительного механизма счетчика могут быть весьма компактны и соединены с электрической сетью при помощи скрытой проводки. Конструкция ВЛ 0,4 кВ позволяет легко к ним подключать мощные электроприемники минуя расчетный счетчик.

Все вышеизложенное позволяет предложить следующие технические мероприятия по борьбе с хищениями электроэнергии:

1) конструктивные изменения расчетных счетчиков электроэнергии;

2) разработка прибора позволяющего обнаружить скрытую электропроводку;

3) изменение конструкции воздушных линий электропередач напряжением 0,4 кВ.

1.5.2. Конструктивные изменения расчетных счетчиков электроэнергии

Для того чтобы расчетные счетчики электроэнергии были надежным барьером на пути расхитителей электроэнергии предлагаю внести в их конструкцию ряд изменений. Корпус счетчика должен быть как можно более прочным. Все конструктивные элементы корпуса счетчика должны плотно прилегать друг к другу и не допускать несанкционированного доступа к клеммной коробке и измерительному механизму. Конструкция счетчика должна быть такой чтобы в случае попыток вскрытия корпуса счетчика эти попытки были заметны при его визуальном осмотре. В общем конструктивно идеальный счетчик электроэнергии для бытовых потребителей должен представлять собой прочную коробку все соединения в которой расположены внутри и недоступны для расхитителей электроэнергии. Кроме того измерительный механизм счетчика должен продолжать увеличивать показания потребления электроэнергии даже при обратном вращении его диска. Разработки подобных электросчетчиков уже ведутся.

Однако, замена всего существующего парка счетчиков в ближайшее время нереальна в следствии огромного числа счетчиков и неблагоприятной экономической ситуации. Поэтому можно предложить некоторые технические мероприятия по борьбе с хищениями электроэнергии с использованием существующих счетчиков. Для этого необходимо прежде всего надежно пломбировать как корпус счетчика так и его клеммную коробку. При этом нужно использовать одноразовые пломбы, которые после снятия уже невозможно восстановить. Это позволит легко обнаруживать все случаи несанкционированного доступа к электросчетчикам. Кроме того необходимо надежно закрывать и пломбировать весь отсек электрощита где установлены счетчики (если счетчики расположены на лестничной клетке). Закрытый и запломбированный отсек электрощита с счетчиками электроэнергии послужит дополнительной защитой от попыток краж электроэнергии. Описанные мероприятия не

потребуют значительных материальных затрат но станут неплохой защитой от хищений электроэнергии.

1.5.3. Разработка прибора позволяющего обнаружить скрытую электропроводку

В настоящее время существует ряд приборов позволяющих обнаруживать скрытую электропроводку. Мной были исследованы возможности прибора фирмы Progressive electronics, принципиальная схема которого приведена в приложении ДП 45.100.100.ЭЗ. Данный прибор реагирует на электрическое поле. Принцип действия данного прибора следующий. Для обнаружения электрического поля служит антенна WA. С антенны сигнал подается на затвор полевого транзистора VT1, реагирующего даже на очень слабые сигналы. Полевой транзистор открывается и переменное напряжение по дается на инвертирующий вход операционного снимателя DA, для подачи питания на который используется транзистор VT2. Усиленный сигнал поступает на громкоговоритель ВА. Таким образом при обнаружении электрического поля прибор издает характерное гудение. По мере приближения к источнику электрического поля сигнал поступающий на затвор полевого транзистора усиливается, он открывается еще сильнее, соответственно усиливается сигнал на громкоговорителе ВА. Это приводит к тому, что по мере приближения к источнику электрического поля (скрытой электропроводке) гудение издаваемое прибором усиливается. Это несомненное достоинство рассмотренного прибора. Чувствительность прибора можно регулировать посредством реостата R5. Питание прибора осуществляется батарейкой напряжением 9 В.

Недостатком прибора является достаточно большая погрешности составляющая 10 - 15 см в зависимости от материала стен.

Прибор требует доработки. Но даже в существующем виде он способен достаточно эффективно использоваться для обнаружения скрытой проводки.

1.5.4. Изменение конструкции воздушных линий электропередач

напряжением 0,4 кВ

Большинство воздушных линий электропередач напряжением 0,4 кВ выполняются неизолированными проводами. При этом достаточно часто встречаются случаи когда нулевой провод выполняется меньшего сечения, чем фазные. Все это позволяет легко подключиться к данным линиям, чем пользуются расхитители электроэнергии. Как правило, для хищений электроэнергии к ВЛ - 0,4 кВ в ночное время подключают мощные электроприемники (например - пилораму), а днем эти электроприемники отключают. Технические средства для этого, так называемые «удочки» выпускаются и продаются почти открыто. Иногда на столбах ВЛ 0,4 кВ оборудуют скрытое присоединение и используют его для подключения электроотопительных приборов и тому подобного оборудования.

Для того, чтобы избежать подобных случаев линии электропередач напряжением 0,4 кВ желательно выполнять изолированным самонесущим кабелем. Это значительно затруднит несанкционированное подключение к ВЛ 0,4 кВ.

Конструкции линий электропередач выполненных неизолированными проводами и самонесущим кабелем показаны на рисунках 7 и 8.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломной работе были рассмотрены вопросы, связанные с обнаружением и борьбой с хищениями электроэнергии. Отмечена необходимость повышения эффективности борьбы с такими хищениями.

Был проведен анализ существующей организации учета потребления и потерь электроэнергии и сделаны выводы о ее неудовлетворительном состоянии. Особое внимание было уделено учету потерь электроэнергии. Произведен компьютерный расчет величины технических потерь электроэнергии по предприятиям АО «Янтарьэнерго».

Рассмотрены пути устранения недостатков существующей организации учета электроэнергии. Подробно изучены вопросы внедрения АСКУЭ и применения системы предварительной оплаты за электроэнергию.

Указана возможность использования АСКУЭ как эффективного средства для обнаружения мест хищения электроэнергии.

Предложены расчетные методы повышения достоверности показаний счетчиков электроэнергии, позволяющие обнаружить места хищений электроэнергии. Выполнен проверочный расчет сети напряжением 0,4 кВ на предмет возможных хищений электроэнергии.

Изучены основные способы хищений электроэнергии и высказаны соображения по противодействию им.

Произведено исследование возможностей кри

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электроэнергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М: Союзтехэнерго, 1987

2. Потребич А.А., Одинцов В.П. Планирование потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем. «Электрические станции» №2-1998

3. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М: ОРГРЭС, 1995

4. Подзенин А.В. Повышение достоверности показаний счетчиков электроэнергии расчетным способом. «Электричество» №12-1997

5. Головкин П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии. - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 1984

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

АО - акционерное общество;

АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учета электроэнергии;

ВЛ - воздушная линия;

ЛЭП - линия электропередач;

ОЭС- объединенная энергосистема;

ПЭС - предприятие электрических сетей;

РАО - российское акционерное общество;

РЭС - район электрических сетей;

ССПИ - система сбора и передачи информации;

ЭВМ - электронно-вычислительная машина

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка 110 с., рисунков 8, таблиц 10, 5 источников.

УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ХИЩЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ПОТРЕБИТЕЛЬ, ЭНЕРГОСИСТЕМА, ПОТЕРИ, ПОГРЕШНОСТЬ, БАЛАНС.

Объектом исследования является организация учета электроэнергии, способы хищений электроэнергии и методы борьбы с ними.

Цель работы - разработка эффективных методов обнаружения и борьбы с хищениями электроэнергии.

В результате исследования выявлены недостатки существующей организации учета электроэнергии и предложены пути их устранения.

Предложены эффективные методы обнаружения и борьбы с хищениями электроэнергии. Исследованы возможности прибора реагирующего на электрическое поле.

СОДЕРЖАНИЕ

Перечень сокращений......................................................................................................... 7

Введение .............................................................................................................................. 8

1. Обнаружение и борьба с хищениями электроэнергии ................................................ 10

1.1. Анализ существующей организации учета потребления и потерь

электроэнергии ......................................................................................................... 10

1.1.1. Особенности электроэнергетического производства ................................... 10

1.1.2. Структура потребителей электроэнергии ...................................................... 12

1.1.3. Существующая организация учета электроэнергии ..................................... 16

1.1.4. Расчеты с потребителями электроэнергии .................................................... 25

1.1.5. Учет потерь электроэнергии ........................................................................... 28

1.1.6. Недостатки существующей организации учета электроэнергии ................. 43

1.2. Пути устранения недостатков существующей организации учета потребления

и потерь электроэнергии .......................................................................................... 46

1.2.1. Обзор путей устранения недостатков существующей организации учета . 46

1.2.2. Совершенствование приборов учета ............................................................. 47

1.2.2.1. Совершенствование измерительных трансформаторов тока и

напряжения ................................................................................................ 47

1.2.2.2. Применение электронных счетчиков электроэнергии .......................... 48

1.2.2.3. Применение приборов предварительной оплаты за электроэнергию . 49

1.2.3. Создание автоматизированной системы контроля и учета

электроэнергии ................................................................................................ 53

1.2.3.1. Назначение, состав и принципы построения АСКУЭ ....................... 53

1.2.3.2. Преимущества АСКУЭ ......................................................................... 56

1.2.3.3. Возможные способы построения АСКУЭ .......................................... 58

1.2.3.4. Перспективы внедрения АСКУЭ а АО «Янтарьэнерго» ................... 60

1.2.4. Проведение организационных мероприятий по повышению точности и

достоверности учета электроэнергии ............................................................. 61

1.3. Расчетные методы повышения достоверности показаний счетчиков энергии . 62

1.3.1. Общий подход к решению проблемы ............................................................ 62

1.3.2. Наблюдаемость энергораспределения и связь с задачей оценки

состояния режима мощностей ....................................................................... 67

1.3.3. Учет потерь ...................................................................................................... 71

1.3.4. Результаты тестовых расчетов ........................................................................ 72

1.3.5. Выводы .............................................................................................................. 72

1.3.6. Пример расчета сети ........................................................................................ 73

1.3.7. Контроль показаний счетчиков электроэнергии при помощи токовых

клещей ............................................................................................................. 79

1.4. Обзор существующих методов хищения электроэнергии .................................. 83

1.5. Разработка техническим мероприятий по обнаружению и борьбе с

хищениями электроэнергии ................................................................................... 86

1.5.1. Обзор технических мероприятий по обнаружению и борьбе с

хищениями электроэнергии .......................................................................... 86

1.5.2. Конструктивные измерения расчетных счетчиков электроэнергии ........ 87

1.5.3. Разработка прибора позволяющего обнаруживать скрытую проводку .. 88

1.5.4. Изменение конструкции воздушных линий электропередач

напряжением 0,4 кВ ....................................................................................... 90

2. Технико экономическое обоснование .......................................................................... 92

3. Безопасность жизнедеятельности ................................................................................. 96

3.1. Требования к персоналу ......................................................................................... 96

3.2. Оперативное обслуживание ................................................................................... 97

3.3. Выполнение работ на электроустановках ............................................................. 99

3.4. Технические мероприятия при отключении напряжения с

электрооборудования ............................................................................................. 101

3.5. Проверка отсутствия напряжения на электрооборудовании .............................. 103

3.6. Установка заземления ............................................................................................ 104

4. Охрана окружающей среды .......................................................................................... 106

Заключение ......................................................................................................................... 109

Список использованных источников ............................................................................... 110

КАЛИНИНГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ СУДОВ И ЭНЕРГЕТИКИ

Заведующий кафедрой Допущен к защите

канд. техн. наук, доцент Декан факультета

___________ Волков В.Е. судостроения и энергетики

канд. техн. наук, доцент

____________ Селин В.В.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ОБНАРУЖЕНИЕ И БОРЬБА С ХИЩЕНИЯМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

По специальности 100100 «Электрические станции»

Пояснительная записка

ДП 45.100.100.12 ПЗ

Нормоконтролер Руководитель проекта:

доцент канд. техн. наук, доцент

___________ Лозовенко В.И. _____________ Павликов С.А.

Консультанты:

по безопасности Проект выполнил

жизнедеятельности студент группы 94-ЭС

ст. преподаватель _____________ Папу О.И.

___________ Ильюша Р.Ф.

по экологии

доктор биолог. наук,

профессор

___________ Шкицкий В.А.

по экономике

канд. эконом. наук, доцент

___________ Паршина Л.П.

по ЕСКД

доцент

___________ Лозовенко В.И.

КАЛИНИНГРАД

1999