56
К проблеме идентификации
технических и коммерческих
потерь электроэнергии в составе
АИИС КУЭ
УДК
620.9:658.011.56
Оморов
Т
.
Т
.,
д
.
т
.
н
.,
член
-
корреспондент
НАН
КР
,
заведующий
лабораторией
«
Адаптивные
и
интеллектуальные
системы
»
Института
автоматики
и
информационных
технологий
Национальной
академии
наук
Кыргызской
Республики
Осмонова
Р
.
Ч
.,
м
.
н
.
с
.
Института
автоматики
и
информационных
технологий
Национальной
академии
наук
Кыргызской
Республики
Койбагаров
Т
.
Ж
.,
аспирант
Национальной
академии
наук
Кыргызской
Республики
Эралиева
А
.
Ш
.,
аспирант
Национальной
академии
наук
Кыргызской
Республики
Ключевые
слова
:
распределительная
сеть
,
модель
трехфазной
сети
,
потери
электро
-
энергии
,
метод
идентификации
Keywords:
distribution networks, three-
phase network model, power loss,
identi
fi
cation method
Рассматривается
задача
идентификации
и
мониторинга
технических
и
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
распределительной
электрической
сети
(
РЭС
),
функционирую
-
щей
в
несимметричном
режиме
.
Из
-
за
отсутствия
эффективных
математических
моде
-
лей
РЭС
их
оперативная
оценка
представляет
определенные
сложности
.
Предлагается
метод
решения
задачи
,
ориентированный
для
применения
в
составе
автоматизирован
-
ной
информационно
-
измерительной
системы
контроля
и
учета
электроэнергии
.
ВВЕДЕНИЕ
Автоматизация
и
информатизация
технологических
процессов
в
рас
-
пределительных
электрических
сетях
(
РЭС
)
в
настоящее
время
осу
-
ществляется
на
основе
внедрения
автоматизированных
информа
-
ционно
-
измерительных
систем
контроля
и
учета
электроэнергии
(
АИИС
КУЭ
).
Как
известно
,
главной
их
функцией
является
коммерче
-
ский
учет
электроэнергии
[1].
Анализ
функциональной
структуры
су
-
ществующих
АИИС
КУЭ
показывает
,
что
в
их
составе
по
существу
не
решаются
задачи
идентификации
и
оперативного
мониторинга
техни
-
ческих
и
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
сети
[2],
а
также
не
вы
-
полняются
диагностические
[3–5]
и
оптимизационные
[6–8]
задачи
,
что
снижает
их
эффективность
и
технико
-
экономические
показатели
рас
-
пределительных
компаний
.
Это
,
в
частности
,
связано
с
тем
,
что
к
насто
-
ящему
времени
не
в
достаточной
степени
разработаны
теоретические
основы
и
методы
решения
указанных
выше
задач
.
Проблема
также
за
-
ключается
в
том
,
что
большинство
РЭС
относятся
к
классу
больших
динамических
систем
,
которые
имеют
сложную
структуру
,
функциони
-
руют
в
условиях
неполной
информации
об
их
состоянии
и
параметрах
,
а
также
подвержены
действию
случайных
возмущающих
факторов
.
К
ряду
таких
возмущений
в
РЭС
относятся
и
несанкционированные
отборы
электроэнергии
[9, 10],
приводящие
к
существенным
техниче
-
ским
и
коммерческим
потерям
электроэнергии
.
К
тому
же
большин
-
ство
из
них
функционируют
в
условиях
несимметрии
токов
и
напряже
-
ний
[11–14].
Отмеченные
факторы
затрудняют
применение
известных
моделей
и
методов
[15–20]
для
решения
указанных
выше
задач
в
ре
-
жиме
реального
времени
.
В
[8, 10, 13, 21, 22]
разработаны
методоло
-
гические
основы
построения
математической
модели
функционирова
-
ния
РЭС
напряжением
0,4
кВ
,
ориентированные
для
идентификации
ее
электрического
состояния
и
локализации
координат
несанкциониро
-
ванных
потребителей
в
сети
.
В
докладе
излагается
методика
иденти
-
фикации
технических
и
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
РЭС
на
основе
ранее
полученных
результатов
.
ПОСТАНОВКА
ЗАДАЧИ
В
качестве
объекта
рассматривается
четырехпроводная
РЭС
напряже
-
нием
0,4
кВ
,
расчетная
схема
которой
показана
на
рисунке
1,
где
k
,
—
индексные
переменные
,
обозначающие
соответственно
номера
фаз
А
,
В
,
С
(
k
= 1, 3)
и
электрических
контуров
сети
(
= 1,
n
);
I
̃
k
,
U
̃
k
—
синусо
-
идальные
мгновенные
ток
и
напряжение
на
соответствующем
электро
-
УЧЕТ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
57
приемнике
(
нагрузке
)
с
коорди
-
натой
(
,
k
);
i
̃
k
,
z
k
—
мгновенный
ток
и
сопротивление
-
го
меж
-
абонентского
участка
(
МАУ
)
k
-
й
фазы
;
U
̃
k
,
U
̃
—
напряжения
соот
-
ветственно
на
-
м
МАУ
k
-
й
фазы
и
нейтрального
провода
;
J
̃
,
z
—
мгновенный
ток
и
сопротивление
-
го
участка
нейтрального
прово
-
да
;
U
̃
0
k
,
I
̃
0
k
—
мгновенные
сину
-
соидальные
напряжения
и
токи
соответственно
на
входах
соот
-
ветствующих
фаз
.
Будем
считать
,
что
выполня
-
ются
следующие
условия
:
1.
Распределительная
сеть
функ
-
ционирует
в
несимметричном
режиме
.
2.
В
сети
действует
несанкцио
-
нированный
потребитель
(
нагрузка
).
3.
Линейные
и
нейтральный
провода
сети
имеют
одинаковые
сечения
,
то
есть
z
k
=
z
.
4.
Оценки
текущих
значений
сопротивлений
z
k
и
z
межабонентских
участков
(
МАУ
)
предварительно
определяются
в
комплексной
форме
[5]
и
хранят
-
ся
в
базе
данных
АИИС
КУЭ
.
5.
Подсистема
сбора
данных
АИИС
КУЭ
периоди
-
чески
в
дискретные
моменты
времени
t
=
t
осу
-
ществляет
опрос
абонентских
счетчиков
электро
-
энергии
(
Сч
k
)
с
шагом
дискретизации
t
=
t
+ 1
–
t
,
где
= 1, 2, … .
По
результатам
опроса
в
системе
формируются
исходные
данные
задачи
—
под
-
множества
I
t
,
U
t
и
t
,
состоящие
из
действующих
токов
I
k
и
напряжений
U
k
на
соответствующих
на
-
грузках
и
сдвигов
фаз
k
между
ними
:
I
t
= {
I
k
}
nx
3
,
U
t
= {
U
k
}
n
х
3
,
t
= {
k
}
nx
3
. (1)
6.
По
исходным
данным
,
представленным
в
фор
-
ме
(1),
в
АИИС
КУЭ
осуществляется
идентифика
-
ция
модели
электроприемников
(
нагрузок
)
в
ком
-
плексной
форме
:
İ
k
=
I
в
k
+
jI
м
k
=
I
k
e
j
k
,
U
.
k
=
U
в
k
+
jU
м
k
=
U
k
e
j
k
,
(2)
= (1,
n
),
k
= (1, 3),
где
символы
«
в
»
и
«
м
»
здесь
и
далее
обозначают
вещественные
и
мнимые
части
соответствующих
комплексных
переменных
;
I
k
,
U
k
,
k
,
k
—
модули
(
действующие
токи
и
напряжения
)
соответствующих
комплексных
переменных
и
их
фазовые
сдвиги
со
-
ответственно
;
j
=
√
-1 —
мнимое
число
.
Один
из
воз
-
можных
алгоритмов
построения
модели
нагрузок
сети
в
форме
(2)
предложен
в
[13].
В
каждый
момент
времени
t
суммарные
токи
на
входах
фаз
I
̃
k
a
(
t
) (
k
= (1, 3),
потребляемые
абонен
-
тами
сети
в
соответствующих
фазах
,
определяются
выражениями
:
n
I
̃
k
a
(
t
) =
I
̃
k
(
t
),
k
= (1, 3).
(3)
=1
В
случае
,
когда
в
РЭС
отсутствует
несанкциони
-
рованный
отбор
электроэнергии
,
выполняются
сле
-
дующие
условия
:
|
I
0
k
(
t
) –
I
k
a
(
t
)|
≤
I
max
,
k
= (1, 3),
(4)
где
I
0
k
(
t
) —
действующий
ток
на
входе
k
-
го
линейного
фазного
провода
,
измеряемый
трехфазным
счетчи
-
ком
электроэнергии
(
Сч
0
k
)
на
выходе
источника
пи
-
тания
—
трансформаторной
подстанции
(
ТП
);
где
I
max
—
максимально
допустимая
погрешность
изме
-
рения
токов
.
В
случае
,
когда
в
РЭС
появляется
несанкциони
-
рованный
потребитель
и
не
выполняется
хотя
бы
одно
из
условий
(4),
величину
соответствующего
тока
утечки
I
̃
x
(
t
)
в
k
-
й
фазе
сети
можно
вычислить
по
формуле
:
I
̃
x
(
t
) =
I
̃
0
k
(
t
) –
I
̃
k
a
(
t
),
k
= (1, 3),
(5)
где
I
̃
k
a
(
t
) —
сумма
абонентских
токов
в
соответству
-
ющей
фазе
,
которая
определяется
выражением
(3).
Для
определенности
далее
предположим
,
что
в
некоторый
момент
наблюдения
t
=
t'
в
РЭС
об
-
наружен
факт
наличия
в
сети
несанкциониро
-
ванного
потребителя
,
действующего
в
фазе
с
но
-
мером
,
где
M
,
а
M
= {1, 2 ,3} —
дискретное
подмножество
,
состоящее
из
трех
элементов
,
обозначающих
номера
фаз
сети
.
При
этом
ком
-
плексный
ток
несанкционированной
нагрузки
İ
x
,
в
соответствии
с
выражением
(5),
определяется
выражением
:
İ
x
=
İ
0
–
İ
a
. (6)
Задача
заключается
в
идентификации
техниче
-
ских
и
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
рас
-
пределительной
сети
.
МЕТОД
РЕШЕНИЯ
ЗАДАЧИ
Как
известно
,
энергобаланс
в
распределительной
сети
определяется
выражением
:
W
(
) =
W
A
(
) +
W
тп
(
) +
W
кп
(
), (7)
где
W
(
) —
количество
электроэнергии
,
поступа
-
ющей
из
источника
(
трансформаторной
подстан
-
ции
)
на
вход
сети
в
интервале
наблюдения
[
t
,
t
+ 1
];
W
A
(
) —
суммарное
количество
электроэнергии
,
по
-
требляемой
всеми
абонентами
сети
;
W
тп
(
) —
тех
-
нические
потери
электроэнергии
на
МАУ
;
W
кп
(
) —
коммерческие
потери
электроэнергии
,
вызванные
I
~
01
I
~
n
1
J
~
1
J
~
2
J
~
3
J
~
n
i
~
11
i
~
21
i
~
22
i
~
23
z
11
z
1
z
12
z
13
u
~
11
u
~
1
u
~
12
u
~
13
i
~
12
i
~
13
U
~
01
U
~
n
1
U
~
02
U
~
12
U
~
13
U
~
03
I
~
02
I
~
12
I
~
13
U
~
n
2
U
~
n
3
I
~
n
2
I
~
n
3
I
~
03
z
21
z
2
z
22
z
23
u
~
21
u
~
2
u
~
22
u
~
n
2
u
~
23
i
~
n
1
i
~
n
3
z
n
1
z
n
z
n
2
z
n
3
u
~
n
1
u
~
n
u
~
n
3
Рис
. 1.
Расчетная
схема
трехфазной
сети
№
5 (50) 2018
58
наличием
в
сети
несанкционированного
потреби
-
теля
.
Необходимо
отметить
,
что
количество
электро
-
энергии
W
(
)
и
W
A
(
)
в
каждом
интервале
наблюде
-
ния
[
t
,
t
+ 1
]
измеряется
счетчиками
электроэнергии
,
установленными
соответственно
на
выходе
транс
-
форматорной
подстанции
и
у
абонентов
сети
.
Эти
данные
передаются
в
базу
данных
концентратора
и
являются
известными
величинами
.
Как
известно
,
величины
технических
W
тп
(
)
и
коммерческих
W
кп
(
)
потерь
электроэнергии
не
доступны
для
измере
-
ния
.
Для
их
оценки
можно
использовать
результаты
,
полученные
в
[10].
При
этом
вначале
оцениваются
комплексные
потери
мощности
p
.
k
(
)
на
участках
ли
-
нейного
провода
соответствующей
фазы
и
потери
мощности
p
.
(
)
на
участках
нейтрального
провода
в
интервале
времени
[
t
,
t
+ 1
],
которые
определяются
по
следующим
формулам
:
p
.
k
(
) =
u
.
*
k
(
)
i
k
(
) =
u
.
*
k
(
)
u
.
k
(
) /
z
k
, (8)
p
.
(
) =
u
.
*
(
)
J
.
(
) =
u
.
*
(
)
u
.
(
) /
z
,
= (1,
n
),
k
= (1, 3),
где
u
.
*
k
,
u
.
*
—
сопряженные
значения
комплексных
на
-
пряжений
u
.
k
и
u
.
,
оценки
которых
определены
в
ра
-
ботах
[10].
Тогда
оценку
суммарных
технических
потерь
комплексной
мощности
P
.
лп
(
)
в
линейных
проводах
соответствующих
фаз
в
интервалах
[
t
,
t
+ 1
]
можно
записать
в
виде
:
3
n
–1
P
.
лп
(
) =
p
.
k
(
), (9)
k
=1
=1
а
потери
мощности
в
нейтральном
проводе
опреде
-
ляются
по
формуле
:
n
–1
P
.
0
(
) =
p
.
(
). (10)
=1
При
этом
вещественные
и
мнимые
части
ком
-
плексных
выражений
(9)
и
(10)
определяют
соответ
-
ствующие
потери
активных
мощностей
:
P
лп
(
) =
Re
[
P
.
лп
(
)],
P
0
(
) =
Re
[
P
.
0
(
)].
В
результате
оценка
технических
потерь
электро
-
энергии
сети
W
тп
(
T
)
за
интервал
наблюдения
T
запи
-
шется
в
виде
:
m
W
тп
(
T
) =
[
P
лп
(
) +
P
0
(
)]
t
, (11)
=1
где
m
–
количество
интервалов
наблюдения
Теперь
,
используя
найденную
оценку
W
тп
(
T
)
на
основе
соотношения
энергобаланса
(7),
можно
опре
-
делить
оценку
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
сети
за
время
T
:
W
кп
(
) =
W
(
T
) –
W
A
(
T
) –
W
тп
(
T
). (12)
Следует
отметить
,
что
изложенную
выше
проце
-
дуру
идентификации
потерь
электроэнергии
в
сети
можно
значительно
упростить
,
если
для
оценки
ком
-
мерческих
потерь
W
кп
(
T
)
использовать
метод
диагно
-
стики
несанкционированного
отбора
электроэнер
-
гии
,
предложенный
в
[21].
Основная
идея
метода
заключается
в
локализации
координаты
несанкцио
-
нированных
потребителей
и
определении
соответ
-
ствующих
токов
утечек
İ
x
(
)
и
напряжений
U
.
x
(
)
на
их
нагрузках
,
что
позволяет
идентифицировать
потери
мощности
P
.
кп
(
)
из
-
за
хищения
электроэнергии
:
P
.
кп
(
) =
İ
x
(
)
U
.
*
x
(
).
Далее
можно
определить
коммерческие
потери
электроэнергии
W
кп
(
T
)
за
интервал
наблюдения
T
по
формуле
:
m
W
кп
(
T
) =
P
кп
(
), (13)
=1
где
P
кп
(
) =
Re
[
P
.
кп
(
)].
В
результате
технические
потери
электроэнергии
W
тп
(
T
)
на
основе
балансового
соотношения
(7)
опре
-
деляются
следующим
выражением
:
W
тп
(
T
) =
W
(
T
) –
W
A
(
T
) –
W
кп
(
T
). (14)
Таким
образом
,
использование
метода
диагно
-
стики
несанкционированного
отбора
электроэнер
-
гии
[21]
позволяет
значительно
упростить
процедуру
идентификации
технических
и
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
распределительной
сети
.
Точность
идентификации
технических
и
коммер
-
ческих
потерь
электроэнергии
на
основе
изложен
-
ных
выше
методов
,
в
основном
,
зависит
от
величины
шагов
дискретизации
t
и
погрешностей
вычисле
-
ния
токов
i
k
,
J
.
,
İ
x
и
напряжений
u
.
k
,
u
.
,
U
.
x
.
В
целях
достижения
инженерной
точности
указанных
показа
-
телей
целесообразно
,
чтобы
счетчики
электроэнергии
должны
иметь
класс
точности
не
ниже
0,5 S
для
из
-
мерения
активной
мощности
,
что
соответствует
изме
-
рению
действующих
значений
токов
I
k
и
напряжений
U
k
на
нагрузках
Z
k
с
точностью
порядка
0,25%
от
их
номиналов
.
При
этом
разрядность
микроконтроллера
концентратора
данных
(
КД
)
должна
составлять
не
ме
-
нее
32
бит
.
Шаг
дискретизации
t
,
в
основном
,
опре
-
деляется
временем
опроса
счетчиков
электроэнергии
(
1
)
и
временем
обработки
данных
(
2
)
в
КД
.
При
этом
из
-
за
высокой
скорости
микроконтроллера
КД
1
>>
2
.
В
современных
АСКУЭ
в
зависимости
от
используе
-
мого
канала
связи
(GSM, PLC
и
др
.)
имеется
возмож
-
ность
обеспечить
время
опроса
от
нескольких
секунд
до
нескольких
минут
в
зависимости
от
количества
потребителей
электроэнергии
.
Таким
образом
,
повы
-
шение
точности
искомых
оценок
достигается
за
счет
использования
в
составе
АСКУЭ
технических
средств
(
микропроцессорных
контроллеров
,
систем
передачи
данных
,
счетчиков
электроэнергии
)
с
высокими
пока
-
зателями
быстродействия
и
точности
.
ВЫВОДЫ
Предложен
метод
идентификации
технических
и
коммерческих
потерь
электроэнергии
в
распреде
-
лительной
сети
напряжением
0,4
кВ
с
использовани
-
ем
измерительных
данных
АИИС
КУЭ
,
полученных
с
абонентских
счетчиков
электроэнергии
.
Отличи
-
тельная
особенность
метода
состоит
в
том
,
что
она
позволяет
выполнить
необходимые
расчеты
в
усло
-
виях
несимметрии
токов
и
напряжений
,
а
также
при
наличии
несанкционированных
отборов
электро
-
энергии
в
трехфазной
сети
.
Его
основу
составляет
идея
восстановления
недоступных
для
измерения
переменных
и
параметров
сети
,
а
также
локализа
-
ции
координат
несанкционированных
потребителей
с
последующей
оценкой
их
координат
.
Полученные
результаты
можно
использовать
для
создания
под
-
системы
идентификации
и
мониторинга
потерь
элек
-
троэнергии
в
распределительных
сетях
в
составе
АИИС
КУЭ
.
УЧЕТ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
59
ЛИТЕРАТУРА
1.
Еремина
М
.
А
.
Развитие
автома
-
тических
систем
коммерческого
учета
энергоресурсов
(
АСКУЭ
)
//
Молодой
ученый
, 2015,
№
3.
С
. 135–138.
2.
Железко
Ю
.
С
.
Потери
электро
-
энергии
.
Реактивная
мощность
.
Качество
электроэнергии
.
М
.:
ЭНАС
, 2009. 456
с
.
3.
Горшков
К
.
С
.,
Курганов
С
.
А
.,
Фи
-
ларетов
В
.
В
.
Диагностика
линей
-
ных
электрических
цепей
с
кос
-
венной
компенсацией
подсхем
при
многократном
эксперимен
-
те
//
Электричество
, 2017,
№
12.
C. 36–42.
4. Genin V.S., Koznov V.V., Fel’dman S.O.
Diagnostic monitoring in a distribution
network. Russian Electrical En
gi-
neering, 2015.
Т
. 86,
№
2, pp. 79–82.
5.
Оморов
Т
.
Т
.,
Такырбашев
Б
.
К
.
Ди
-
агностика
состояний
электриче
-
ских
линий
распределительных
сетей
в
составе
АСКУЭ
//
Кон
-
троль
.
Диагностика
, 2017,
№
5.
С
. 44–48.
6.
Солопов
Р
.
В
.
Критериальная
ком
-
плексная
оптимизация
в
электро
-
энергетических
системах
//
Элек
-
тротехника
, 2017,
№
5.
С
. 41–45.
7.
Коровкин
Н
.
В
.,
Одинцов
М
.
В
.,
Фро
-
лов
О
.
В
.
Управление
установив
-
шимися
режимами
энергосистем
с
использованием
векторного
критерия
качества
//
Электриче
-
ство
, 2015,
№
1. C. 13–19.
8. Omorov T.T., Takyrbashev B.K., Os -
monova R.Ch. Synthesis of the
managing director of the subsystem
for optimization of the operating
mode of the distributive electric
network // Engineering Studies,
2016,
№
3, pp. 606–615.
9.
Сапронов
А
.
А
.,
Кужеков
С
.
Л
.,
Тынянский
В
.
Г
.
Оперативное
вы
-
явление
неконтролируемого
по
-
треб
ления
электроэнергии
в
элек
-
трических
сетях
напряжением
до
1
кВ
//
Изв
.
вузов
.
Электромехани
-
ка
, 2004,
№
1.
С
. 55–58.
10.
Оморов
Т
.
Т
.,
Такырбашев
Б
.
К
.
Идентификация
и
мониторинг
потерь
электрической
энергии
в
распределительной
сети
в
со
-
ставе
АСКУЭ
//
Электричество
,
2016,
№
11.
С
. 4–11.
11.
Пономаренко
О
.
И
.,
Холиддинов
И
.
Х
.
Влияние
несимметричных
режимов
на
потери
мощности
в
электрических
сетях
распре
-
деленных
систем
электроснаб
-
жения
//
Энергетик
, 2015,
№
12.
С
. 6–8.
12.
Косоухов
Ф
.
Д
.,
Васильев
Н
.
В
.,
Фи
-
липпов
А
.
О
.
Снижение
потерь
от
несимметрии
токов
и
повышение
качества
электрической
энергии
в
сетях
0,38
кВ
с
коммунально
–
бытовыми
нагрузками
//
Электро
-
техника
, 2014,
№
6.
С
. 8–12.
13.
Оморов
Т
.
Т
.,
Такырбашев
Б
.
К
.,
Осмонова
Р
.
Ч
.
К
проблеме
моде
-
лирования
несимметричных
рас
-
пределительных
электрических
сетей
в
составе
АСКУЭ
//
Вестник
Южно
-
Уральского
государствен
-
ного
университета
.
Серия
:
Энер
-
гетика
, 2017,
№
1.
С
. 21–28.
14.
Войтов
О
.
Н
.,
Мантров
В
.
А
.,
Се
-
менова
Л
.
В
.
Анализ
несимме
-
тричных
режимов
электроэнер
-
гетических
систем
и
управление
ими
//
Электричество
, 1999,
№
10.
С
. 2–18.
15.
Демирчян
К
.
С
.,
Нейман
Л
.
Р
.,
Ко
-
ровкин
А
.
В
.
Теоретические
осно
-
вы
электротехники
.
Т
.1.
СПб
.:
Пи
-
тер
, 2009. 512
с
.
16. Kavalerov B.V., Petrochenkov A.B.,
Odin K.A., Tarasov V.A. A method for
development of software packages
for mathematical simulation of
electric power systems. Russian
Electrical Engineering, 2015. V. 86,
№
6, pp. 331–338.
17.
Будникова
И
.
К
.,
Белашова
Е
.
С
.
Компьютерное
моделирование
параметров
распределительной
электрической
сети
//
Известия
высших
учебных
заведений
.
Про
-
блемы
энергетики
, 2014,
№
9–10.
С
. 75–81.
18.
Кочергин
С
.
В
.,
Кобелев
А
.
В
.,
Хребтов
Н
.
А
.,
Киташин
П
.
А
.,
Те
-
рехов
К
.
И
.
Моделирование
сель
-
ских
распределительных
элек
-
трических
сетей
10/0,4
кВ
// Fractal
simulation, 2013,
№
1. C. 5–13.
19.
Степанов
А
.
С
.,
Степанов
С
.
А
.,
Костюкова
С
.
С
.
Идентификация
параметров
моделей
элементов
электрических
сетей
на
основе
теоремы
Теллегена
//
Электро
-
техника
, 2016,
№
7. C. 8–11.
20.
Зеленский
Е
.
Г
.,
Кононов
Ю
.
Г
.,
Левченко
И
.
И
.
Идентификация
параметров
распределительных
сетей
по
синхронизированным
измерениям
токов
и
напряже
-
ний
//
Электротехника
, 2016,
№
7.
С
. 3–8.
21.
Оморов
Т
.
Т
.
К
проблеме
локализа
-
ции
несанкционированного
отбо
-
ра
электроэнергии
в
распредели
-
тельных
сетях
в
составе
АСКУЭ
//
Приборы
и
системы
.
Управление
,
контроль
,
диагностика
, 2017,
№
7.
С
. 27–32.
22.
Оморов
Т
.
Т
.,
Такырбашев
Б
.
К
.
Метод
идентификации
неизме
-
ряемых
параметров
распредели
-
тельной
электрической
сети
в
си
-
стемах
автоматизации
контроля
и
учета
электроэнергии
//
Элек
-
тротехника
, 2018,
№
3.
С
. 18–21.
REFERENCES
1. Eremina M.A.
Razvitie avtoma-
ticheskih sistem kommercheskogo
ucheta jenergoresursov (ASKUJE)
[Development of automatic systems
for commercial accounting of en-
ergy resources (AMRMS)] // Molodoj
uchenyj, 2015, no 3, pp. 135–138.
2. Zhelezko Ju.S.
Poteri jelektrojener-
gii. Reaktivnaj amoshhnost'. Ka-
ches tvo jelektrojenergii
[Power loss.
Reactive power. Power quality].
Moscow, JeNAS Publ., 2009. 456 p.
3. Gorshkov K.S., Kurganov S.A., Fi-
laretov V.V.
Diagnostika linejnyh
ehlektricheskih cepej s kosvennoj
kompensaciej podskhem pri mnogo-
kratnom ehksperimente
[Diagnostics
of Linear Electric Circuits with Indi-
rect Compensation of Subcircuits
under the Conditions of a Multiple
Experiment] // Elektrichestvo, 2017,
no. 12, pp. 36–42.
4. Genin V.S., Koznov V.V., Fel’dman
S.O. Diagnostic monitoring in a dis-
tribution network. Russian Electri-
cal Engineering, 2015. V. 86, no. 2,
pp. 79–82.
5. Omorov
T.T.,
Takyrbashev
B.K.
Diag-
nostika sostoyanij ehlektricheskih li-
nij raspredelitel'nyh setej v sostave
ASKUEH
[Diagnostics of conditions
of electric lines of distributive net-
works as a part of ASCAE] // Kontrol'.
Diagnostika, 2017, no. 5, pp. 44–48.
6. Solopov R.V.
Kriterial'naya komplek-
snaya optimizaciya v ehlektroehner-
geticheskih sistemah
[Criterion com-
plex optimization in electric-power
systems] //
Elektrotekhnika
[Russian
Electrical Engineering], 2017. V. 88,
no.5, pp. 280–284.
7. Korovkin N.V., Odintsov M.V., Fro-
lov O.V.
Upravlenie ustanovivshimi-
sya rezhimami energosistem s is
-
polzovaniem vektornogo kriteriya
kachestva
[Management of steady-
state power system modes using the
vector quality criterion] // Elektrichest-
vo [Electricity], 2015, no. 1, pp. 13–19.
8. Omorov T.T., Takyrbashev B.K., Os -
monova R.Ch. Synthesis of the
№
5 (50) 2018
60
managing director of the subsys-
tem for optimization of the operating
mode of the distributive electric net-
work // Engineering Studies, 2016,
no. 3, pp. 606–615.
9. Sapronov A.A., Kuzhekov S.L., Ty-
njanskij V.G.
Operativnoe vyyavlenie
nekontroliruemogo potrebleniya ehle-
ktroehnergii v ehlektricheskih setyah
napryazheniem do 1 kV
[Expeditious
identi
fi
cation of uncontrollable elec-
tricity consumption in electric net-
works up to 1 kV] //
Izvestija vuzov.
Jelektromehanika
[News of higher
education institutions. Electromeca-
nics], 2004, no. 1, pp. 55–58.
10. Omorov T.T., Takyrbashev B.K.
Iden-
ti
fi
kaciya i monitoring poter' elek-
troehnergii v raspredelitel'noj seti
v sostave ASKUEH
[Identi
fi
cation
and monitoring of losses of the elec-
tric power in distributive network as
a part of ACSEA] //
Elektrichestvo
[Electricity], 2016, no. 11, pp. 4–11.
11. Ponomarenko O.I., Holiddinov I.H.
Vliyanie nesimmetrichnyh rezhi-
mov na poteri moshchnosti v ele-
ktricheskih setyah raspredelennyh
sistem elektrosnabzheniya
[In
fl
u-
ence of the asymmetrical modes on
losses of power in electric networks
of the distributed systems of power
supply] // Energetik, 2015, no. 12,
pp. 6–8.
12. Kosouhov F.D., Vasil'ev N.V., Filippov
A.O.
Snizhenie poter' ot nesimmet rii
tokov i povyshenie kachestva ehlek-
tricheskoj ehnergii v setyah 0,38 kV
s kom munal'no-bytovymi nagruzkami
[Decrease in losses from asymme-
try of currents and improvement of
quality of electric energy in networks
of 0,38 kV with household loadings]
//
Elektrotekhnika
[Electrical Equip-
ment], 2014, no. 6, pp. 8–12.
13. Omorov T.T., Takyrbashev B.K., Os-
monova R.Ch.
K probleme mo de li ro-
va niya nesimmetrichnyh ras
pre de li-
tel'nyh ehlektricheskih setej v so sta-
ve ASKUEH
[On modelling unbal-
anced distributive networks incor-
porated in ASCAE] // Vestnik yuzh-
no-ural'skogo gosudarstvennogo
universiteta. Seriya ehnergetika,
2017, no. 1, pp. 21–28.
14. Vojtov O.N., Mantrov V.A., Semeno-
va L.V.
Analiz nesimmetrichnyh re-
zhi mov jelektrojenergeticheskih sis-
tem i upravlenie imi
[Analysis of the
asymmetrical modes of electrical
power systems and management of
them] //
Jelektrichestvo
[Electricity],
1999, no. 10, pp. 2–18.
15. Demirchjan K.S., Nejman L.R., Ko-
rovkin A.V.
Teoreticheskie osnovy
jelektrotehniki
[Theoretical founda-
tions of electrical engineering]. Vol.1.
SPb.: Piter, 2009. 512 p.
16. Kavalerov B.V., Petrochenkov A.B.,
Odin K.A., Tarasov V.A. A method for
development of software packages
for mathematical simulation of elec-
tric power systems // Russian Electri-
cal Engineering, 2015, V. 86, no. 6,
pp. 331–338.
17.
Budnikova I.K., Belashova E.S.
Komp'yuternoe modelirovanie para-
metrov raspredelitel'noj ehlektriches-
koj seti
[Computer simulation param-
eters the power distribution network]
// Izvestiya vuzov. Problemy energe-
tiki, 2014, no. 9–10, pp. 75–81.
18. Kochergin S.V., Kobelev A.V., Hreb-
tov N.A., Kitashin P.A., Terehov K.I.
Modelirovanie sel'skih ras pre de li tel'-
nyh ehlektricheskih setej 10/0,4 kV
[Modeling of rural distributive electric
networks 10/0,4 of kV] / Fractalsimu-
lation Publ, 2013, no. 1, pp. 5–13.
19. Stepanov A.S.,
Stepanov
S.A.,
Kostyukova S.S.
Identi
fi
kaciya para-
metrov modelej ehlementov ehlek-
tricheskih setej na osnove teoremy
Tellegena
[Identi
fi
cation of param-
eters of models of electric network
elements on the basis of Tellegen’s
theorem] //
Elektrotekhnika
[Russian
Electrical Engineering], 2016, V. 87,
no. 7, pp. 369–372.
20. Zelenskii E.G., Kononov Y.G., Lev-
chenko I.I.
Identi
fi
kaciya parametrov
raspredelitel'nyh setej po sinhro-
nizirovannym izmereniyam tokov i
napryazhenij
[Identi
fi
cation of the
parameters of distribution networks
by synchronized current and voltage
measurements] //
Elektrotekhnika
[Russian Electrical Engineering],
2016, V. 87, no. 7, pp. 363–368.
21. Omorov T.T.
K probleme lokalizacii
nesankcionirovannogo otbora ehlek-
troehnergii v raspredelitel'nyh setyah
v sostave ASKUEH
[To the problem
of localization of unauthorized selec-
tion of the electric power in distribu-
tive networks as a part of ASCAE] //
Pribory i sistemy. Upravlenie, kontrol',
diagnostika, 2017, no. 7, pp. 27–32.
22. Omorov T.T., Takyrbashev B.K.
Me-
tod identi
fi
kacii neizmeryaemyh pa -
rametrov raspredelitel'noj ehlektri-
cheskoj seti v sistemah avtomatizacii
kontrolya i ucheta ehlektroehnergii
[Method of identi
fi
cation of non-mea-
surable parameters of distribution
electric network in automation con-
trol systems and electricity account-
ing systems] //
Elektrotekhnika
[Rus-
sian Electrical Engineering], 2018,
no. 3, pp. 18–21.
УЧЕТ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В
издательстве
Инфра
-
Инженерия
вышла
в
свет
новая
книга
к
.
т
.
н
.
В
.
И
.
Гуревича
объемом
свыше
500
страниц
под
интригующим
названием
«
Электромагнитный
импульс
высотного
ядерного
взрыва
и
защита
электрооборудования
от
него
»
В
этой
необычной
книге
рассказывается
об
исто
-
рии
развития
военных
ядерных
программ
в
СССР
и
США
,
роли
разведки
в
создании
ядерного
оружия
в
СССР
,
обнаружении
электромагнитного
импульса
при
ядерном
взрыве
(
ЭМИ
ЯВ
),
многочисленных
ис
-
пытаниях
ядерных
боеприпасов
.
В
доступной
для
неспециалистов
в
области
ядер
-
ной
физики
форме
описан
процесс
образования
ЭМИ
ЯВ
при
подрыве
ядерного
боеприпаса
на
боль
-
шой
высоте
,
показано
влияние
многочисленных
факторов
на
интенсивность
ЭМИ
ЯВ
и
его
параме
-
тры
.
Рассмотрено
влияние
ЭМИ
ЯВ
на
электронные
компоненты
и
устройства
,
а
также
и
на
силовое
электрооборудование
энергосистем
.
Большую
часть
книги
занимает
описание
практи
-
ческих
(
а
не
теоретических
,
как
в
сотнях
отчетов
на
эту
тему
)
средств
и
методов
защиты
электронного
и
электротехнического
оборудования
от
ЭМИ
ЯВ
,
испытания
этого
оборудования
на
устойчивость
к
ЭМИ
ЯВ
,
оценки
эффективности
средств
защиты
.
В
книге
использованы
многочисленные
докумен
-
ты
и
фотографии
с
грифами
секретности
,
которые
были
рассекречены
и
стали
общедоступными
лишь
недавно
.
По
широте
охвата
проблемы
,
новизне
,
глубине
и
практической
значимости
описанных
технических
решений
книга
является
фактически
энциклопедией
ЭМИ
ЯВ
и
не
имеет
аналогов
на
книжном
рынке
.
Книга
рассчитана
на
инженеров
-
электриков
и
энергетиков
разрабатывающих
,
проектирующих
и
эксплуатирующих
электронное
и
электротехниче
-
ское
оборудование
,
а
также
будет
полезна
препо
-
давателям
вузов
и
студентам
.
Много
интересного
найдут
в
ней
также
и
любители
истории
техники
.
Заказать
книгу
можно
на
сайте
издательства
www.infra-e.ru
или
по
электронной
почте
и
телефону
8 (8172) 75-15-54
Оригинал статьи: К проблеме идентификации технических и коммерческих потерь электроэнергии в составе АИИС КУЭ
Рассматривается задача идентификации и мониторинга технических и коммерческих потерь электроэнергии в распределительной электрической сети (РЭС), функционирующей в несимметричном режиме. Из-за отсутствия эффективных математических моделей РЭС их оперативная оценка представляет определенные сложности. Предлагается метод решения задачи, ориентированный для применения в составе автоматизированной информационно-измерительной системы контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ).