Метод расчета и мониторинга нетехнических потерь электроэнергии в распределительной сети 380 В, контролируемой системой учета

Page 1
background image

Page 2
background image

46

46

энергоэффективность

Метод расчета и мониторинга 
нетехнических потерь электроэнергии 
в распределительной сети 380 В, 
контролируемой системой учета

УДК 621.316.1: 621.3.017

Данилов

 

М

.

И

.,

к.ф.-м.н., доцент 

кафедры автоматизации 

электроэнергетических систем 

и электроснабжения Инженерного 

института Северо-Кавказского 

федерального университета

Романенко

 

И

.

Г

.,

к.т.н., доцент кафедры 

автоматизации 

электроэнергетических систем 

и электроснабжения Инженерного 

института Северо-Кавказского 

федерального университета

Рассматривается

 

проблема

 

выявления

 

и

 

организации

 

мониторинга

 

нетех

-

нических

 

потерь

 

электроэнергии

 

на

 

контролируемом

 

средствами

 

автомати

-

зированной

 

системы

 

учета

 

участке

 

четырехпроводной

 

распределительной

 

электрической

 

сети

 (

РЭС

). 

Предлагается

 

метод

 

решения

 

указанной

 

задачи

заключающийся

 

в

 

анализе

 

комплексных

 

значений

 

линейных

 

токов

 

конечно

-

го

 

межабонентского

 

участка

 

РЭС

 

и

 

последнего

 

ее

 

абонента

определяемых

 

на

 

основе

 

данных

 

периодических

 

одновременных

 

измерений

 

действующих

 

значе

-

ний

 

напряжений

 

и

 

токов

а

 

также

 

углов

 

сдвига

 

фаз

 

между

 

ними

выполняемых

 

в

 

начале

 

сети

 

и

 

у

 

всех

 

ее

 

абонентов

 

соответственно

 

головным

 

прибором

 

учета

 

и

 

абонентскими

 

счетчиками

 

электроэнергии

При

 

этом

 

используется

 

условие

 

равенства

 

сопротивлений

 

фазных

 

и

 

нулевого

 

проводов

 

в

 

пределах

 

межабонент

-

ского

 

участка

 

РЭС

а

 

также

 

результаты

 

предварительного

 

расчета

 

комплексных

 

сопротивлений

 

межабонентских

 

участков

 

распределительной

 

сети

 

в

 

режиме

 

с

 

отсутствующим

 

несанкционированным

 

энергопотреблением

Представлена

 

процедура

 

определения

 

тока

 

несанкционированного

 

потребления

 

в

 

фазах

 

сети

 

в

 

разные

 

моменты

 

времени

 

по

 

найденным

 

токам

 

в

 

конце

 

РЭС

которая

 

позво

-

ляет

 

проводить

 

расчет

 

и

 

мониторинг

 

нетехнических

 

потерь

 

электроэнергии

 

на

 

контролируемом

 

участке

 

распределительной

 

сети

.

Ключевые

 

слова

:

четырехпроводная 

распределительная сеть, 

потери электроэнергии, метод 

идентификации, система учета 

Н

еобходимость  обеспечения  систематического 

мониторинга  объема  потребляемой  электро-

энергии на контролируемом участке распреде-

лительной  электрической  сети  (РЭС),  а  также 

потерь в ней, привела к появлению, внедрению и широ-

кому распространению решающих указанную задачу ав-

томатизированных систем учета, которые представляют 

собой  счетчики  электроэнергии  абонентов,  взаимодей-

ствующие по каналам связи с установленным в начале 

РЭС головным прибором учета [1–16]. В настоящее вре-

мя  указанные  системы  учета  позволяют  определять  за 

отчетный период времени объем общих потерь электро-

энергии на контролируемом участке РЭС и при необхо-

димости ограничивать поставку неоплаченного ресурса 

(электроэнергии) соответствующим абонентам путем от-

ключения их нагрузки от сети. Отключения/подключения 

реализуются дистанционно по команде от головного при-

бора учета в соответствующих счетчиках абонентов. От-

метим, что общие потери электроэнергии в РЭС рассчи-

тываются как разность данных о потреблении головного 

прибора учета и всех счетчиков электроэнергии абонен-

тов.  При  этом  в  случае  действия  в  распределительной 

сети  несанкционированных  потребителей  появляются 

нетехнические  потери  [2–4,  8,  14],  которые  отражаются 

на показаниях головного прибора учета и общих потерях 

электроэнергии в РЭС. Проблема выявления несанкцио-

нированных отборов электроэнергии и снижения нетех-

нических  потерь  в  распределительных  сетях  является 


Page 3
background image

47

47

актуальной  и  рассматривается  в  ряде  обзорных 

[3,  4,  7]  и  оригинальных  работ,  в  которых  пред-

ложены  различные  методы  решения  указанной 

задачи:  статистические  [1,  5,  8],  искусственные 

нейронные сети [9], профилирования нагрузки [11, 

12], прямого вычисления [2, 6, 10, 14–16] на основе 

измерений  интеллектуальными  счетчиками  элек-

троэнергии,  установленными  на  контролируемом 

участке  РЭС  и  образующими  систему  Smart  Grid. 

Важно отметить, что несанкционированное потре-

бление в РЭС носит случайный характер и может 

появляться у разных абонентов сети одновремен-

но с изменениями режимов работы РЭС. При этом 

для  корректного  анализа  нетехнических  потерь 

электроэнергии в РЭС и у ее абонентов необходи-

мо  иметь  информацию  о  значениях  фактических 

сопротивлений  межабонентских  участков  маги-

стральной линии [2, 3, 6, 12]. Трудность заключа-

ется в том, что эти сопротивления являются неиз-

вестными,  так  как  могут  в  значительной  степени 

изменяться в процессе работы РЭС в зависимости 

от  внешних  климатических  факторов  (температу-

ра и др.) [17–23]. Поэтому актуальной является ре-

ализация в современных системах учета функции 

оперативного  определения  (идентификации)  со-

противлений межабонентских участков распреде-

лительной сети [24–27].

В  представленной  работе  предложен  метод 

расчета  и  мониторинга  нетехнических  потерь 

электроэнергии  в  распределительной  сети,  в  ко-

тором учитывается возможное одновременное из-

менение режима работы РЭС и появление у або-

нентов  сети  несанкционированного  потребления. 

Представлен  пример  расчета,  подтверждающий 

работоспособность  и  эффективность  предлагае-

мого метода, показывающий, что найденные зна-

чения  тока  несанкционированного  потребления 

соответствуют достоверным, моделируемым в ис-

следуемой  распределительной  сети.  На  основе 

полученных  в  разные  моменты  времени  данных 

о  значениях  тока  несанкционированного  потре-

бления определяются нетехнические потери элек-

троэнергии в РЭС за рассматриваемый интервал 

времени.

ПОСТАНОВКА

 

ЗАДАЧИ

Рассматривается  участок  электрической  сети  на-

пряжением  0,4  кВ  (рисунок  1),  питающий  нагрузку 

(абонентов) 

Z

1

,  ..., 

Z

n

,  где 

  —  обозначает  фазы 

A

B

C

 сети (

 = (

A, B, C

)), 

n

 — количество абонентов, 

присоединенных  к  каждой  из  фаз 

.  В  указанной 

распределительной сети средствами автоматизиро-

ванной системы учета ведется мониторинг энергопо-

требления. Для этого по каналам связи организован 

обмен  данными  между  счетчиками  электроэнергии 

W

1

,  ..., 

W

n

,  установленными  у  абонентов,  и  голов-

ным  прибором  учета 

W

0

,  подключенным  в  нача-

ле  контролируемого  участка.  Параметрами  сети 

являются  комплексные  сопротивления  фазных 

z

0

,  ..., 

z

n

  –  1

  и  нейтральных 

z

0

N

,  ..., 

z

N

n

  –  1

  проводов  ее 

межабонентских  участков  (

v

  =  (0, 

n

  –  1), 

  =  (

A, B, 

C

)),  которыми  соединяются  источник  электроэнер-

гии 

E

.

 = 

U

.

0

 и нагрузка абонентов 

Z

1

, ..., 

Z

n

. При этом

i

̑

.

0

,  ..., 

i

̑

.

n

  –  1

  —  комплексные  токи  в  линейных  (фаз-

ных) и нейтральных (нулевых) 

i

̑

.

0

N

, ..., 

i

̑

.

N

n

 – 1

 проводах 

меж абонентских участков (

v

 = (0, 

n

 – 1), 

 = (

A, B, C

)); 

İ

1

, ..., 

İ

n

U

.

1

, ..., 

U

.

n

 — комплексы токов и напряжений 

абонентов (

v

 = (1,

 n

), 

 = (

A, B, C

)).

Далее считаем, что выполняется ряд условий:

1.  Распределительная  сеть  работает  в  штатном 

(безаварийном)  несимметричном  режиме,  все  со-

ставляющие  ее  элементы  являются  линейными 

и первоначально в сети отсутствуют несанкциониро-

ванные потребители, которые вызывают нетехниче-

ские потери электроэнергии.

2.  Комплексные  сопротивления  линейных 

z

v

 

и  нейтральных 

z

v

N

  проводов  межабонентских  участ-

ков (

v

 = (0, 

n

 – 1)) распределительной сети считаются 

неизвестными,  а  в  пределах 

v

-го  межабонентского 

участка сети указанные сопротивления принимаются 

равными между собой, то есть 

z

v

 = 

z

v

N

 = 

z

v

 

(

v

 = (0, 

n

 – 1), 

 = (

A, B, C

)).

3.  Средствами  автоматизированной  системы 

учета  согласно  методу,  предложенному  в  [28], 

за  интервал  времени  порядка  0,1  с  проводятся 

периодические 

одно-

временные  измерения 

действующих  значений 

напряжений 

U

0

  и  токов 

I

0

  = 

i

̑

0

I

0

N

  = 

i

̑

0

N

,  а  также 

углов  сдвига  фаз  между 

ними 

0

  в  начале  РЭС 

и у всех ее абонентов 

U

v

I

v

v

 (

v

 = (1,

 n

)). 

4.  В головной прибор 

учета 

W

0

 передаются из-

меренные  абонентами 

W

1

, ..., 

W

n

 данные 

U

v

I

v

v

(

v

 = (1,

 n

), 

 = (

A, B, C

)),

соответствующие  дис-

кретным  моментам  вре-

мени 

t

 

 [

s

s

 + 1

], с шагом 

дискретизации 

t

s

 = 

s

 + 1

 – 

s

,

Рис

. 1. 

Расчетная

 

схема

 

участка

 

РЭС

оснащенного

 

АИИС

 

КУЭ

 6 (63) 2020


Page 4
background image

48

где 

s

 — номер измерений (

s

 = (0, 

m

)) из общего коли-

чества 

m

5.  В  результате  формируются  исходные  данные 

для 

s

 = (0, 

m

):

 

U

v

(

s

), 

I

v

(

s

), 

v

(

s

), 

v

 = (0, 

n

), 

 = (

A, B, C

). 

(1)

6.  В некоторый момент времени 

t

 = 

t

s

'

 в распре-

делительной  сети  подключается  несанкциониро-

ванный потребитель (нагрузка) и возникают нетех-

нические  потери  электроэнергии,  при  этом  время 

действия неучтенного отбора электроэнергии мно-

го  больше  времени  измерений,  необходимых  для 

его выявления.

Задача  заключается  в  расчете  и  организации 

оперативного  мониторинга  нетехнических  потерь 

электроэнергии в распределительной сети в режиме 

реального времени на основе данных (1). В резуль-

тате на основе расчетов режимных параметров рас-

пределительной сети, определяемых для разных мо-

ментов времени, и анализа динамики их изменений 

выявляется  несанкционированное  энергопотребле-

ние и обеспечивается контроль за потерями электро-

энергии в РЭС.

МЕТОД

 

РЕШЕНИЯ

 

ЗАДАЧИ

Решение  сформулированной  задачи  представляет 

собой следующие этапы:

1. Согласно предлагаемому методу для исходно-

го режима 

s

 и соответствующего момента времени 

t

s

на основе данных (1) проверяется наличие несанк-

ционированного потребления электроэнергии в РЭС. 

Так как первоначально по условию задачи в РЭС от-

сутствует несанкционированное энергопотребление, 

то  в  результате  расчетов  определяются  комплекс-

ные сопротивления межабонентских участков РЭС 

z

v

 

(

v

 = (0, 

n

 – 1)).

2.  В  распределительной  сети  в  некоторый  мо-

мент 

t

s

'

 времени изменяется режим работы и возни-

кает  неучтенное  потребление  электроэнергии.  Для 

указанного  режима,  в  дальнейшем  называемого 

s'

согласно  предлагаемому  в  п.  1  методу  обнаружи-

вается  несанкционированное  энергопотребление 

в РЭС и рассчитываются параметры 

z

v

'

 (

v

 = (0, 

n

 – 1)).

3. Производится расчет для режима 

s'

, согласно 

предлагаемому методу комплексных значений токов 

İ

x

 (

s'

), нагрузки несанкционированного энергопотре-

бления в РЭС, при этом используются комплексные 

значения  входных  напряжений 

U

.

0

(

s'

)  и  токов 

i

̑

.

0

(

s'

), 

комплексные сопротивления межабонентских участ-

ков РЭС 

z

v

 (

v

 = (0, 

n

 – 1)), найденные в п. 1, а так-

же  активные 

p

в

v

(

s'

)  = 

U

v

(

s'

I

v

(

s'

cos

v

(

s'

)  и  реактив-

ные 

p

м

v

(

s'

) = 

U

v

(

s'

I

v

(

s'

sin

v

(

s'

) мощности абонентов 

(

v

 = (1,

 n

)).

4.  Производится  расчет  по  данным  пп.  1,  2  и  3 

нетехнических  потерь  мощности  и  электроэнергии 

в  распределительной  сети  при  действии  несанкци-

онированной  нагрузки  у  одного  или  же  нескольких 

абонентов,  подключенных  к  одной  и  той  же  фазе 

сети 

.

Первый

 

этап

.

  Для  режима 

s

  и  условий 

z

v

  = 

z

v

N

 

(

v

  =  (0, 

n

  –  1), 

  =  (

A, B, C

))  по  известным  (измеря-

емым 

W

0

)  комплексным  значениям  питающих  на-

пряжений 

U

.

̇

0

 = 

U

0

 

e

j

0

 (

0

A

 = 0, 

0

B

 = -2

/3, 

0

C

 = 2

/3) 

и входных токов 

i

̑

.

0

 = 

i

̑

0

 

e

j

(

0

 – 

0

)

i

̆

.

v

N

 = 

i

̑

.

0

 + 

i

̑

.

0

A

 + 

i

̑

.

0

B

 + 

i

̑

.

0

C

,

а также значениям действующих напряжений первых 

абонентов 

U

1

 находим согласно методу, предложен-

ному  в  [24],  комплексные  сопротивления  нулевого 

(

v

 = 0) межабонентского участка РЭС 

z

0

 = 

z

0

 

e

j

z

0

:

 

(

U

v

 + 1

)

2

 = (

U

v

)

2

 + (

z

v

)

2

 

(

(

i

̆

в

v

)

2

 + (

i

̆

м

v

)

2

)

 +  

(2)

 

 + 2

U

v

 

z

v

 

(

±

i

̆

в

v

 

sin

(

z

v

) – 

i

̆

м

v

 

cos

(

z

v

)

 = (

A

,

 B

), 

где 

 

i

̆

в

v

A

 + 

ji

̆

м

v

A

 = 

i

̆

.

v

AN

i

̆

в

v

B

 + 

ji

̆

м

v

B

 = 

i

̆

.

v

AN

e

j

2

/3

 

i

̆

.

v

N

 = 

i

̑

.

v

 + 

i

̑

.

v

N

i

̑

.

v

N

 = 

i

̑

.

v

A

 + 

i

̑

.

v

B

 + 

i

̑

.

v

C

Далее  определяем  комплексные  напряжения 

U

.

̇

1

 

и токи 

İ

1

 первых абонентов фаз 

 сети, а также токи 

i

̑

.

1

i

̑

.

1

N

 первого межабоненского участка:

 

U

.

1

 =

U

1

 

e

j

1

 = 

U

.

0

 – (

i

̑

.

0

 + 

i

̑

.

0

N

)

z

0

(3)

İ

1

 = 

I

1

 

e

j

(

1

 – 

1

)

,

i

̑

.

1

 = 

i

̑

.

0

 – 

İ

1

i

̑

.

1

N

 = 

i

̑

.

1

A

 + 

i

̑

.

1

B

 + 

i

̑

.

1

C

i

̑

.

1

N

 = 

i

̑

.

1

 + 

i

̑

.

1

N

 = (

A, B, C

),

где 

I

1

1

 — известные (измеряемые 

W

1

) параметры.

В  дальнейшем  расчет  повторяется  аналогично 

описанному  выше  для  следующих  межабонентских 

участков. В результате находим комплексные сопро-

тивления всех оставшихся участков 

z

v

 (

v

 = (1, 

n

 – 1)) 

и токи 

i

̑

.

n

 – 1

, а также напряжения 

U

.

n

 = 

U

n

 

e

j

n

 и токи

İ

n

 = 

I

n

 

e

j

(

n

 – 

n

)

 последних абонентов сети.

В  случае  отсутствия  несанкционированного  по-

требления электроэнергии в РЭС выполняются сле-

дующие условия:

 

|

i

̑

.

n

 – 1

 – 

İ

n

 | ≤ 

I

max

 = (

A, B, C

), 

(4)

где 

I

max

  —  максимально  допустимая  абсолютная 

погрешность измерения токов. При действии в рас-

пределительной сети несанкционированного отбора 

электроэнергии хотя бы одно из условий (4) не вы-

полняется.

Представим

 

пример

 

расчета

  предлагаемым 

методом  для  режима 

s

,  в  котором  выявляется  на-

личие или отсутствие несанкционированного энер-

гопотребления  в  РЭС  и  находятся  параметры 

z

v

Воспользуемся  исходными  данными  и  резуль-

татами  расчета  режима 

U

v

(

s

), 

I

v

(

s

), 

v

(

s

), 

v

  =  0,  3,

 = (

A, B, C

) для сети с тремя ответвлениями або-

нентов на фазу 

, приведенными в работе [24], ко-

торые примем за измеренные данные (таблица 1).

Результаты расчета параметров 

z

v

v

 = 0, 3, соглас-

но  уравнениям  (1–3),  представлены  в  таблице  2,

при  этом  найдены  (таблица  3)  комплексные  токи 

i

̑

.

n

 – 1

(

s

), 

İ

n

 (

s

) в конце РЭС и предположительно не-

учтенные  в  фазах  сети  токи 

İ

x

(

s

)  = 

i

̑

.

n

  –  1

(

s

)  – 

İ

n

(

s

).

Выполнив  проверку  условия  (4)  делается  вывод 

об  отсутствии  (таблица  3,  строка  режима 

s

)  не-

учтенного  несанкционированного  тока  в  фазах

сети.

ЭНЕРГО-

ЭФФЕКТИВНОСТЬ


Page 5
background image

49

Табл. 1. Исходные данные и расчетные значения параметров для режимов РЭС

Абоненты сети

Модули и начальные фазы напряжений и токов в РЭС,

а также активная и реактивная мощности для режимов без учета и с учетом

тока несанкционированной нагрузки в фазе 

A

 второго абонента

№ Фаза 

сети

Режим 

работы

U

, В

I

, А

, эл. град

, эл. град

p

в

, Вт

p

м

, ВАр

0

A

s

 и 

s'

220,0000

52,190162

40,244177

0,000000

8727,6776

7460,5758

B

s

 и 

s'

220,0000

28,756545

47,9020256

–120,000000

4241,2477

4694,2155

C

s

 и 

s'

220,0000

56,753292

38,9370868

120,000000

9711,8522

7846,8615

1

A

s

 и 

s'

219,9120

9,995998

11,4783410

0,002983

2154,2747

437,4441

B

s

 и 

s'

220,0042

4,000076

66,4218215

–119,995428

352,0134

806,5640

C

s

 и 

s'

219,9192

31,988243

66,4218215

120,019588

2813,9311

6447,5262

2

A

s

219,8674

39,975890

45,0000000

0,016093

6215,0405

6215,0405

s'

7,995178

1243,0081

1243,0081

B

s

 и 

s'

219,9626

19,996603

45,0000000

–119,990625

3110,2129

3110,2129

C

s

 и 

s'

219,8823

9,994651

11,4783410

120,017485

2153,6942

437,3263

3

A

s

219,8822

3,997858

66,4218215

0,012138

351,6231

805,6697

s'

219,8088

3,999193

0,025999

B

s

219,9652

4,999210

45,0000000

–119,982918

777,5717

777,5717

s'

219,9606

4,999316

–119,994662

C

s

219,8250

21,982496

11,4783410

120,016395

4735,6561

961,6160

s'

219,8664

21,978358

120,021215

Табл. 2. Расчетные комплексные сопротивления межабонентских участков РЭС

Режим 

работы

Сопротивления межабонентских участков сети для режимов без учета

и с учетом тока несанкционированной нагрузки в фазе 

A

 второго абонента 

z

0

, Ом

z

1

, Ом

z

2

, Ом

s

0,0014000 + 

j

0,0002240

0,0014000 + 

j

0,0002239

0,0013996 + 

j

0,0002237

s'

–0,0004934 + 

j

0,0000992

Табл. 3. Расчетные комплексные токи в конце РЭС и неучтенные токи в фазах сети

Режим 

работы

Фаза 

сети

Токи в фазах сети вторых межабонентских участков 

i

̑

.

2

и у третьих абонентов 

İ

3

Предположительно неучтенный 

общий ток утечки в фазах сети 

i

̑

.

2

, А

İ

3

, А

İ

3

, А

s

A

1,599919 – 

j

3,663758

1,599919 – 

j

3,663759

–0,000000 + 

j

0,000000

B

–4,828480 – 

j

1,295330

–4,828480 – 

j

1,295330

0,000000 – 

j

0,000000

C

–6,988992 + 

j

20,841886

–6,988993 + 

j

20,841884

0,000001 + 

j

0,000002

s'

z'

v

A

24,220048 – 

j

26,271184

1,599840 – 

j

3,663793

22,620207 – 

j

22,607391

B

–4,828480 – 

j

1,295330

–4,828625 – 

j

1,294788

0,000145 – 

j

0,000542

C

–6,988992 + 

j

20,841886

–6,986816 + 

j

20,836197

–0,002177 + 

j

0,005689

s'

z

v

A

24,220048 – 

j

26,271184

1,601340 – 

j

3,664595

22,618707 – 

j

22,606589

B

–4,828480 – 

j

1,295330

–4,828848 – 

j

1,294368

0,000368 – 

j

0,000962

C

–6,988992 + 

j

20,841886

–6,989430 + 

j

 20,837373

0,000438 + 

j

0,004513

 6 (63) 2020


Page 6
background image

50

Второй

 

этап

.

  В  режиме  работы  РЭС  с  несанк-

ционированным  энергопотреблением  рассчиты-

ваются согласно (1–3) параметры 

z

v

'

 (

v

 = (0, 

n

 – 1)), 

а  также  комплексные  токи 

i

̑

.

n

  –  1

(

s'

z

v

'

)  = 

i

̑

.

n

  –  1

(

s'

)|

z

v

  = 

z

v

'

,

İ

n

(

s'

z

v

'

) = 

İ

n

(

s'

)|

z

v

 = 

z

v

'

. При проверке разности указанных 

токов по критерию (4) делается вывод о действии не-

санкционированного  тока  в  фазах 

  сети.  Для  рас-

сматриваемого  примера  представлены  результаты 

расчетов  параметров  распределительной  сети 

z

v

(

v

 = (0, 

n

 – 1)) (таблица 2, строка для режима 

s'

) и то-

ков 

i

̑

.

n

 – 1

(

s'

z

v

'

), 

İ

n

(

s'

z

v

'

) (таблица 3, строка 

s'

z

v

'

).

Третий

 

этап

.

 Расчет общего комплексного тока 

нагрузки  несанкционированного  энергопотребления 

İ

x

(

s'

) в фазах сети 

 проводим следующим образом:

İ

x

(

s'

) = 

i

̑

.

n

 – 1

(

s'

z

v

) – 

İ

n

(

s'

z

v

), 

 = (

A, B, C

), 

(5)

где 

i

̑

.

n

 – 1

(

s'

z

v

) — комплексные токи последних 

v

 = 

n

 – 1 

межабонентских участков фаз сети 

 и 

n

-ых (послед-

них в фазе 

 сети) абонентов 

İ

n

 (

s'

z

v

), рассчитанные 

с использованием параметров 

z

v

 (

v

 = (0, 

n

 – 1)), най-

денных в п. 1.

Токи 

i

̑

.

n

 – 1

 (

s'

z

v

) и 

İ

n

 (

s'

z

v

) находим, используя ком-

плексные значения входных напряжений 

U

.

0

(

s'

) и то-

ков 

i

̑

.

0

(

s'

), а также комплексные сопротивления меж-

абонентских участков РЭС 

z

v

 (

v

 = (0, 

n

 – 1)). Вначале, 

согласно  (3)  рассчитываем  комплексы  напряжений 

U

.

1

(

s'

)  и  далее  токи  первого  абонента 

İ

1

(

s'

)  и  меж-

абонентского участка 

i

̑

.

1

(

s'

) так:

İ

1

(

s'

) = (

p

1

в

(

s'

) + 

j p

1

м

(

s'

)) / 

U

.

1

*

(

s'

),

i

̑

.

1

(

s'

) = 

i

̑

.

0

(

s'

) – 

İ

1

(

s'

),

где 

U

.

1

*

(

s'

)  —  сопряженный  комплекс  напряжения 

U

.

1

(

s'

).  Проведя  расчеты  аналогично  описанному 

для первого межабонентского участка, находим токи 

i

̑

.

n

 – 1

(

s'

,

z

v

) последних (

v

 = 

n

 – 1) межабонентских участ-

ков фаз сети 

:

 

i

̑

.

n

 – 1

(

s'

z

v

) = 

i

̑

.

n

 – 2

(

s'

z

v

) – 

İ

n

 – 1

(

s'

z

v

). 

(6)

Ток 

n

-ых абонентов 

İ

n

(

s'

,

z

v

) фаз 

 сети находим так:

 

İ

n

(

s'

z

v

) = (

p

n

в

(

s'

) + 

j p

n

м

(

s'

)) / 

U

.

n

*

(

s'

), 

(7)

где 

U

.

n

(

s'

) = 

U

.

n

 – 1

(

s'

z

v

) + (

i

̑

.

n

 – 1

(

s'

) + 

i

̑

.

N

n

 – 1

(

s'

)) 

z

n

 – 1

.

Результаты расчетов для рассматриваемого при-

мера, согласно выражений (5–7), представлены в та-

блице 3, строка для режима 

s'

z

v

.

Четвертый

 

этап

.

  Для  случая,  когда  в  рассма-

триваемый  момент  времени 

t

s

'

  в  соответствующей 

фазе  сети 

  подключена  несанкционированная  на-

грузка  только  у  одного  из  абонентов,  определяем 

номер 

v

 = 

x

 абонента с неучтенным энергопотребле-

нием следующим образом. Проводим расчет разни-

цы значений сопротивлений 

z

v

 = 

z

v

 – 

z

v

'

 для разных 

межабоненстских участков (

v

 = (0, 

n

 – 1)) и из рассчи-

танных значений находим максимальное отклонение 

z

v

max

. Полученный номер 

межабонентского участка 

c максимальным отклонением будет соответствовать 

номеру неизвестного абонента 

x

 с неучтенным током 

İ

x

. Далее проверяем, одна ли утечка в соответству-

ющей фазе сети 

. Для этого ток 

İ

x

 (

s'

) добавляется 

к току найденного абонента 

x

 с неучтенным энергопо-

треблением и рассчитываем согласно (2) сопротив-

ление 

z

v

I

x

 для межабонентского участка 

v

 = 

x

 с мак-

симальным отклонением 

z

v

max

. В случае, если утечка 

только у одного абонента в фазе сети 

, расчетное 

сопротивление 

z

v

I

x

  будет  соответствовать 

z

v

I

x

 

≈ 

z

v

(

s

в  пределах  погрешностей  расчетов)  значению 

z

v

(

s

в режиме без несанкционированной нагрузки. В та-

ком случае нетехнические потери мощности найден-

ного 

x

 абонента с неучтенным энергопотреблением 

найдем, используя его напряжение 

U

.

̇

x

(

s'

), как:

p

.

нетехн

(

s'

) = 

U

.

̇

x

(

s'

İ

x

*

(

s'

), 

 = (

A, B, C

), 

(8)

где 

İ

x

*

(

s'

) — сопряженные комплексы токов 

İ

x

(

s'

).

При  наличии  несанкционированных  потребите-

лей у нескольких абонентов одной и той же фазы 

 

сети, воспользуемся упрощенной формулой для не-

технических потерь мощности:

p

.

нетехн

(

s'

) = 

U

.

̇

0

(

s'

)

İ

x

*

(

s'

). 

(9)

Для  рассматриваемого  примера  находим,  что 

максимальное  отклонение 

z

v

max

  у  второго  абонента 

и выявляем, что несанкционированная нагрузка под-

ключена  только  у  одного  абонента  фазы  А.  Далее 

согласно (8) определяем нетехнические потери мощ-

ности:

p

.

A

нетехн

 = 5323,5761 +  

5777,6721 ВA.

Нетехнические потери электроэнергии в фазах 

 

сети на интервале времени 

T

_

s

 = 

_

m

 – 

1

 опреде-

лим как:

W

нетехн

(

T

s

) = 

m

s

 = 1

[

p

.

нетехн

(

s'

)] 

T

s

(10)

Таким  образом,  выражения  (8–10)  являются  ре-

шением сформулированной задачи.

Точность идентификации нетехнических потерь 

электроэнергии  на  основе  предложенного  метода 

в основном определяется значением шагов дискре-

тизации 

t

s

, получаемых от системы учета данных, 

и их погрешностью, а также погрешностью вычис-

лений комплексов токов и напряжений [10, 12, 16]. 

На  современном  этапе  развития  науки  и  техники 

осуществлять измерения напряжения и тока счет-

чиком  электрической  энергии  без  его  существен-

ного  удорожания  возможно  с  относительной  по-

грешностью не менее ±0,1% [12, 16]. Для измерения 

действующего значения тока и напряжения требу-

ется как минимум один период сетевого напряже-

ния,  а  на  практике  —  несколько.  Таким  образом, 

параметр 

t

s

 составляет порядка 0,02–0,1 с. Прове-

дение расчетов современными микропроцессорны-

ми контролерами с разрядностью 32 бита, исполь-

зуемыми  системами  учета,  возможно  с  точностью 

10

–15

, при этом время расчетов зависит от скорости 

микроконтроллера и числа абонентов в расчетной 

модели  и  не  должно  превышать  0,1–0,5  с.  Время 

сбора  измеренных  данных  со  счетчиков  абонен-

тов может составлять от нескольких секунд до не-

скольких минут и зависит от используемого канала 

связи  (GSM,  PLC  и  др.)  и  числа  абонентов.  Таким 

образом,  повышение  точности  выявления  и  рас-

чета  нетехнических  потерь  электроэнергии  в  РЭС 

с  помощью  предлагаемого  метода  достигается  за 

счет использования в системах учета технических 

средств с высокими показателями быстродействия 

и малыми погрешностями измерений.

ЭНЕРГО-

ЭФФЕКТИВНОСТЬ


Page 7
background image

51

ВЫВОДЫ

Предложен метод выявления несанкционированного 

потребления  электроэнергии  в  распределительной 

сети  напряжением  0,4  кВ,  использующий  вычисле-

ние  комплексных  значений  линейных  токов  конеч-

ного межабонентского участка сети и последнего ее 

абонента на основе данных головного прибора учета 

и абонентских счетчиков электроэнергии, при усло-

вии  равенства  сопротивлений  фазных  и  нейтраль-

ных  проводов  в  пределах  одного  межабонентского 

участка. 

Для  указанных  условий  предложен  метод  рас-

чета  комплексных  значений  токов  нагрузки  несанк-

ционированного  энергопотребления  в  фазах  рас-

пределительной  сети,  использующий  вычисление 

комплексных  значений  линейных  токов  конечного 

межабонентского участка сети и последнего ее або-

нента по данным активных и реактивных мощностей 

абонентов, а также комплексных сопротивлений ме-

жабонентских участков, найденных до появления не-

учтенного тока.

Показана  возможность  выявлять  в  распредели-

тельной  сети  одиночных  абонентов  с  неучтенным 

энергопотреблением  или  определять  одновремен-

ное  действие  несанкционированных  нагрузок  у  не-

скольких  абонентов,  подключенных  к  одной  фазе 

сети. Для указанных случаев предложен метод рас-

чета и мониторинга нетехнических потерь мощности 

и электроэнергии в распределительной сети.

Полученные результаты полезны для дальнейше-

го  развития  систем  учета,  решающих  задачу  иден-

тификации  и  мониторинга  нетехнических  потерь 

электроэнергии на контролируемом участке распре-

делительной сети.  

ЛИТЕРАТУРА
1.  Jokar P., Arianpoo N., Leung V. Elec-

tricity  Theft  Detection  in  AMI  Using 

Customers'  Consumption  Patterns. 

IEEE  Transactions  on  Smart  Grid, 

2016, vol. 7. no.1, pp. 216-226. 

2.  Кононов  Ю.Г.,  Зеленский  Е.Г.,  Жу-

ков  М.В.,  Липский  Р.Н.  Способ 

выявления  мест  возникновения 

и  величин  нетехнических  потерь 

энергии  в  электрических  сетях  по 

данным  синхронных  измерений. 

Патент РФ, 2651610. 2016.

3.  Tanveer  A.  Non-technical  loss  anal-

ysis  and  prevention  using  smart 

meters.  Renewable  and  Sustain-

able Energy Reviews, 2017, vol. 72, 

pp. 573-589.

4.  Joaquim L.V., Paulo R.E., R. Melício, 

V.M.F.  Mendes,  Susana  M.V.  Solu-

tions  for  detection  of  non-technical 

losses in the electricity grid: A review. 

Renewable  and  Sustainable  Energy 

Reviews,  2017,  vol.  80,  pp.  1256-

1268.

5.  Yip S.-C., Wong K.Sh., Hew W.-P., at 

al. Detection of energy theft and de-

fective  smart  meters  in  smart  grids 

using linear regression. International 

Journal of Electrical Power & Energy 

Systems, 2017, vol. 91, pp. 230-240.

6.  Оморов Т.Т. К проблеме локализа-

ции несанкционированного отбора 

электроэнергии  в  распредели-

тельных сетях в составе АСКУЭ // 

Приборы  и  системы.  Управление, 

контроль, диагностика, 2017, № 7. 

С. 27–32.

7.  Tanveer A., Huanxin C., Jiangyu W., 

Yabin G. Review of various modeling 

techniques for the detection of elec-

tricity theft in smart grid environment. 

Renewable  and  Sustainable  Energy 

Reviews,  2018,  vol.  82,  pp.  2916-

2933.

8.  Leite  J.B.,  Mantovani  J.R.S.  Detect-

ing and locating non-technical losses 

in modern distribution networks. IEEE 

Trans. Smart Grid, 2018, vol. 9, no. 2, 

pp. 1023-1032.

9.  Zibin  Z.,  Yatao  Y.,  Xiangdong  N., 

Hong-Ning  D.,  Yuren  Z.  Wide  and 

Deep Convolutional Neural Networks 

for  Electricity-Theft  Detection  to  Se-

cure  Smart  Grids.  IEEE  Transac-

tions on Industrial Informatics, 2018, 

vol. 14, no. 4, pp. 1606-1615.

10. Оморов Т.Т., Осмонова Р.Ч., Койба-

гаров Т.Ж., Эралиева А.Ш. К проб-

леме  идентификации  технических 

и  коммерческих  потерь  электро-

энергии в составе АИИС КУЭ // ЭЛЕК-

ТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распре-

деление, 2018, № 5(50). С. 56–60.

+7 (351) 211-54-01                                                       www.limi.ru                                                             info@limi.ru   

Выявление «ошибок» подключения 
трехфазных счетчиков — 
«перевернутая» фаза сразу видна на 
векторной диаграмме

Обнаружение 
несанкционированного 
вмешательства в работу 
счетчиков, благодаря 
функции подсчета 
электрической энергии

Сохранение показаний 
в энергонезависимой памяти для 
последующего помещения в протокол

ОБНАРУЖИТЬ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПОМОЖЕТ ВОЛЬТАМПЕРФАЗОМЕТР ВФМ-3

На прав

ах рек

ламы

 6 (63) 2020


Page 8
background image

52

11. Савцова А.В., Гринь А.И., Гринь А.А.,

Скороходова И.Г., Волков С.М. Раз-

работка  алгоритма  обнаружения 

несанкционированного  потребле-

ния  электроэнергии  в  коммуналь-

но-бытовых сетях на основе обра-

ботки профилей нагрузки // Вестник 

Северо-Кавказского  федерально-

го  университета,  2018,  №  3(66). 

С. 125–133.

12. Данилов М.И., Романенко И.Г. Ме-

тод выявления мест неконтролиру-

емого потребления электроэнергии 

в электрических сетях 0,4 кВ // Изв. 

вузов.  Электромеханика,  2019, 

№ 4. С. 90–96.

13. Biswas P., Cai H., Zhou B., Chen B., 

Mashima,  D.,  Zheng,  V.  Electricity 

Theft Pinpointing through Correlation 

Analysis  of  Master  and  Individual 

Meter  Readings.  IEEE  Transactions 

on Smart Grid. URL: https://ieeexplore.

ieee.org/document/8937760.

14. Messinis  G.M.,  Rigas  A.E.,  Hatziar-

gyriou N.D. A Hybrid Method for Non-

Technical  Loss  Detection  in  Smart 

Distribution Grids. IEEE Transactions 

on Smart Grid, 2019, vol. 10, no. 6, 

pp. 6080-6091.

15. Данилов  М.И.  К  проблеме  опера-

тивного  выявления  неконтролиру-

емого потребления электроэнергии 

в  распредсети  по  данным  АИИС 

КУЭ // Приборы и системы. Управ-

ление,  контроль,  диагностика, 

2020, № 5. С. 21–26.

16. Данилов М.И., Романенко И.Г. Опе-

ративный  расчет  потерь  электро-

энергии в сети с неизвестными па-

раметрами в АИИС КУЭ // Известия 

высших  учебных  заведений.  Про-

блемы энергетики, 2020, т. 22, № 5. 

17. Ritzmann  D.,  Rens  J.,  Wright  P.S.,

Holderbaum W., Potter B. A Novel Ap-

proach to Noninvasive Measurement 

of Overhead Line Impedance Param-

eters.  IEEE  Transactions  on  Instru-

mentation  and  Measurement,  2017, 

vol. 66, pp. 1155-1163.

18. Оморов Т.Т., Осмонова Р.Ч., Койба-

гаров Т.Ж. Параметрическая иден-

тификация распределительной се-

ти  в  составе  АСКУЭ  //  Вестник

ЮУрГУ.  Энергетика,  2018,  т.  18, 

№ 1. С. 46–52. 

19. Кононов Ю.Г., Рыбасова О.С., Ми-

хайленко  В.С.  Уточнение  параме-

тров участков линий сети среднего 

напряжения  по  данным  синхрон-

ных измерений // Изв. вузов. Элек-

тромеханика, 2018, № 1. С. 77–84.

20. Шилин  А.Н.,  Дементьев  С.С.  Мо-

делирование  сопротивления  воз-

душных  линий  электропередачи  // 

Электротехнические и информаци-

онные комплексы и системы, 2018, 

т. 14, № 3. С. 5–11.

21. Фоминич Э.Н., Колесник И.В., Тиш-

ков  А.А.,  Курьяков  Е.А.  Система 

контроля  состояния  электриче-

ской изоляции в сетях напряжени-

ем  до  1000  В  с  глухозаземленной 

нейтралью  //  ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. 

Передача  и  распределение,  2018, 

№ 3(48). С. 102–106.

22. Данилов  М.И.,  Романенко  И.Г. 

К проблеме определения векторов 

тока  и  напряжения  в  распреде-

лительной  сети  по  данным  АИИС 

КУЭ  //  Вестник  Южно-Уральского 

государственного 

университета. 

Энергетика, 2019, № 4. С. 87–94.

23. Данилов  М.И.,  Романенко  И.Г. 

К  проб леме  определения  пара-

метров  распределительной  сети 

по  данным  АИИС  КУЭ  //  Вестник

ЮУрГУ.  Энергетика,  2020,  т.  20, 

№ 2. С. 5–14. 

24. Данилов М.И., Романенко И.Г. Ме-

тод расчета векторов тока и напря-

жения в распределительных сетях 

с  автоматизированными  инфор-

мационно-измерительными  систе-

мами  контроля  и  учета  электро-

энергии  //  Энергетик,  2020,  №  6. 

С. 31–34.

25. Данилов  М.И.  К  проблеме  диа-

гностики  технического  состояния 

линий  распределительных  сетей 

по данным АИИС КУЭ // Контроль, 

диагностика, 2020, т. 23, № 8(266). 

С. 54–63.

26. Шилин  А.Н.,  Доронина  О.И.  Опе-

ративная 

оценка 

надежности 

в  интеллектуальных  электроэнер-

гетических  системах  //  Приборы 

и  системы.  Управление,  контроль, 

диагностика, 2012, № 11. С. 58–61.

27. Грачева Е.И., Наумов О.В. Приме-

нение  метода  нечеткого  регресси-

онного  анализа  для  определения 

потерь электроэнергии в сетях вну-

трицехового  электроснабжения  // 

Надежность  и  безопасность  энер-

гетики, 2018, т. 11. № 4. С. 325–331.

28. Кононов  Ю.Г.,  Звада  П.А.  Способ 

синхронизации  измерений  в  элек-

трических сетях по частоте и фазе 

напряжения  силовой  сети.  Патент 

РФ, 2619134. 2015.

REFERENCES
1.  Jokar P., Arianpoo N., Leung V. Elec-

tricity  Theft  Detection  in  AMI  Using 

Customers'  Consumption  Patterns. 

IEEE  Transactions  on  Smart  Grid, 

2016, vol. 7. no.1, pp. 216-226. 

2.  Kononov Yu.G., Zelenskij E.G., Zhu-

kov M.V. Lipskij R.N. 

Sposob vyyav-

leniya mest vozniknoveniya i velichin 
netekhnicheskikh poter' energii v elek-
 tricheskikh setyakh po dannym sin-
khronnykh izmereniy

 [Method for Re-

vealing the Places of Origin and Mag-

nitude  of  Non-Technical  Losses  of 

Energy in Electrical Networks by Data 

of Synchronous Measurements]. Pat-

ent RF, no. 2651610, 2016.

3.  Tanveer  A.  Non-technical  loss  anal-

ysis  and  prevention  using  smart 

meters.  Renewable  and  Sustain-

able Energy Reviews, 2017, vol. 72, 

pp. 573-589.

4.  Joaquim L.V., Paulo R.E., R. Melício, 

V.M.F.  Mendes,  Susana  M.V.  Solu-

tions  for  detection  of  non-technical 

losses in the electricity grid: A review. 

Renewable  and  Sustainable  Energy 

Reviews,  2017,  vol.  80,  pp.  1256-

1268.

5.  Yip S.-C., Wong K.Sh., Hew W.-P., at 

al. Detection of energy theft and de-

fective  smart  meters  in  smart  grids 

using linear regression. International 

Journal of Electrical Power & Energy 

Systems, 2017, vol. 91, pp. 230-240.

6.  Omorov  T.T.  [To  the  Problem  of  Lo-

calization  of  Unauthorized  Selection 

of The  Electric  Power  in  Distributive 

Networks as Aa Part of ASCAE]. 

Pri-

bory i sistemy. Upravlenie, kontrol', di-
agnostika

 [Instruments and Systems: 

Monitoring, Control, and Diagnostics], 

2017, no. 7, pp. 27-32. (in Russian)

7.  Tanveer A., Huanxin C., Jiangyu W., 

Yabin G. Review of various modeling 

techniques for the detection of elec-

tricity theft in smart grid environment. 

Renewable  and  Sustainable  Energy 

Reviews,  2018,  vol.  82,  pp.  2916-

2933.

8.  Leite  J.B.,  Mantovani  J.R.S.  Detect-

ing and locating non-technical losses 

in modern distribution networks. IEEE 

Trans. Smart Grid, 2018, vol. 9, no. 2, 

pp. 1023-1032.

9.  Zibin  Z.,  Yatao  Y.,  Xiangdong  N., 

Hong-Ning  D.,  Yuren  Z.  Wide  and 

Deep Convolutional Neural Networks 

for  Electricity-Theft  Detection  to  Se-

cure  Smart  Grids.  IEEE  Transac-

tions on Industrial Informatics, 2018, 

vol. 14, no. 4, pp. 1606-1615.

10. Omorov T.T. at al. On the Problem of 

Identifi cation  of  Technical  and  Com-

mercial  Losses  of  Electricity  in  the 

Composition  of  AIMS  MAE. 

Elek-

troenergija. Peredacha i raspredele-
nie 

[ELECTRIC  POWER.  Transmis-

sion  and  Distribution  journal],  2018, 

no. 5, pp. 56-60. (in Russian)

11. Grin  A.I.  at  al.  Development  of  Al-

gorithm  for  Detecting  Unauthorized 

ЭНЕРГО-

ЭФФЕКТИВНОСТЬ


Page 9
background image

53

На прав

ах рек

ламы

Electricity  Consumption  in  Munici-

pal-Domestic  Networks  Based  on 

Processing of Load Profi les. 

Vestnik 

Severo-Kavkazskogo federal'nogo 
universiteta

, 2018, no. 3(66), pp. 125-

133. (in Russian)

12. Danilov M.I., Romanenko I.G. A Me-

thod to Identify Locations of Uncon-

trolled  Electricity  Consumption  in 

Electric  Networks  0,4  kV. 

Izvestija 

vuzov. Elektromekhanika

  [Russian 

Electromechanics],  2019,  vol.  61, 

no. 4, pp. 90-96. (in Russian)

13. Biswas P., Cai H., Zhou B., Chen B., 

Mashima,  D.,  Zheng,  V.  Electricity 

Theft  Pinpointing  through  Correla-

tion Analysis of Master and Individual 

Meter Readings. IEEE Transactions 

on  Smart  Grid.  URL:  https://ieeex-

plore.ieee.org/document/8937760.

14. Messinis  G.M.,  Rigas  A.E.,  Hat-

ziargyriou  N.D.  A  Hybrid  Method 

for  Non-Technical  Loss  Detection 

in  Smart  Distribution  Grids.  IEEE 

Transactions  on  Smart  Grid,  2019, 

vol. 10, no. 6, pp. 6080-6091.

15. Danilov  M.I. To  the  Problem  of  Op-

erational Identifi cation of the Uncon-

trolled  Electric  Power  Consumption 

in  the  Distribution  Net According  to 

the  AIMS  EMA. 

Pribory i sistemy. 

Upravlenie, kontrol', diagnostika

 

[Instruments and Systems: Monitor-

ing, Control, and Diagnostics], 2020, 

no. 5, pp. 21-26. (in Russ.)

16. Danilov  M.I.,  Romanenko  I.G.  Op-

erative Calculation of Electric Power 

Losses in the Network With Unknown 

Parameters  in  AIMS  EMA.  Power 

engineering:  research,  equipment, 

technology, 2020, vol. 22, no. 5. (in 

Russian)

17. Ritzmann D., Rens J., Wright P. S., 

Holderbaum  W.,  Potter  B.  A  Novel 

Approach  to  Noninvasive  Measure-

ment  of  Overhead  Line  Impedance 

Parameters.  IEEE  Transactions  on 

Instrumentation  and  Measurement, 

2017, vol. 66, pp. 1155-1163.

18. Omorov T.T., Osmonova R.Ch., Koi-

bagarov T.Zh. Parametric Identifi ca-

tion of a Distribution Network as Part 

of ASCME. Bulletin of the South Ural 

State  University.  Ser.  Power  Engi-

neering, 2018, vol. 18, no. 1, pp. 46-

52. (in Russian) 

19. Kononov  Yu.G.,  Rybasova  O.S., 

Mikhailenko  V.S.  Refi nement  of  the 

Parameters  of  the  Medium-Voltage 

Network Lines Sections on the Basis 

of  the  Synchronous  Measurements 

Data. 

Izvestija vuzov. Elektrome-

khanika 

[Russian  Electromechan-

ics], 2018, vol. 61, no. 1, pp. 77-84. 

(in Russian) 

20. Shilin A.N., Dementyev S.S. Simula-

tion of Resistance of Air Transmission 

Lines. 

Jelektrotehnicheskie i informa-

cionnye kompleksy i sistemy

,  2018, 

vol. 14, no. 3, pp. 5-11. (in Russian)

21. Fominich E.N. at al. System of Elec-

trical Insulation State Control in Net-

works With Voltages up to 1000 Volts 

with  Dead-Earthed  Neutral. 

Elek-

troenergija. Peredacha i raspredele-
nie

  [ELECTRIC  POWER.  Transmis-

sion  and  Distribution  journal],  2018, 

no. 3, pp. 102-106. (in Russian)

22. Danilov  M.I.,  Romanenko  I.G.  On 

Determination of Current and Voltage 

Vectors  in  the  Distribution  Net-work 

According  to AIMS  EMA.  Bulletin  of 

the South Ural State University. Ser. 

Power  Engineering,  2019,  vol.  19, 

no. 4, pp. 87-94. (in Russian) 

23. Danilov M.I., Romanenko I.G. Using 

AIS EM Data to Find the Parameters 

of a Distribution Grid. Bulletin of the 

South  Ural  State  University.  Ser. 

Power  Engineering,  2020,  vol.  20, 

no. 2, pp. 5-14. (in Russian) 

24. Danilov  M.I.,  Romanenko  I.G.  The 

Method of Calculating of Current and 

Voltage  Vectors  in  Distribution  Net-

works  with  Automated  Information-

Measuring  Systems  of  Electricity 

Monitoring  and Accounting. 

Energe-

tik 

[Power  Engineer],  2020,  no.  6, 

pp. 31-34. (in Russian)

25. Danilov M.I. To the Problem of Diag-

nostics of the Technical State of the 

Distribution  Networks  Lines  Accord-

ing to AIMS EMA Data. 

Kontrol'. Diag-

nostika 

[Testing.  Diagnostics],  2020, 

vol. 23, no. 8, pp. 54-63. (in Russian)

26. Shilin  A.N.  Doronina  O.І.  Operative 

Assessment  of  Reliability  in  Power 

Supply  System. 

Pribory i sistemy. 

Upravlenie, kontrol', diagnostika

  [In-

struments  and  Systems:  Monitor-

ing, Control, and Diagnostics], 2012, 

no. 11, pp. 58-61. (in Russian)

27. Gracheva  E.I.,  Naumov  O.V.  Appli-

cation of Fuzzy Regression Analysis 

Method for Determination of Electric 

Power  Losses  in  Intrafactory  Pow-

er  Supply  Networks. 

Nadezhnost’ 

i bezopasnost’ energetiki

  [Safety  & 

Reliability  of  Power  Industry],  2018, 

vol. 11, no. 4, pp. 325-331.

28. Kononov  Yu.G.,  Zvada  P.A. 

Spo-

sob sinkhronizatsii izmereniy v elek-
tricheskikh setyakh po chastote i faze 
napryazheniya silovoy seti 

[Method 

of  Measurement  Synchronization  in 

Electric Networks by Frequency and 

Voltage  Phase  of  Power  Network]. 

Patent RF, no. 2619134, 2015.

 6 (63) 2020


Читать онлайн

Рассматривается проблема выявления и организации мониторинга нетехнических потерь электроэнергии на контролируемом средствами автоматизированной системы учета участке четырехпроводной распределительной электрической сети (РЭС). Предлагается метод решения указанной задачи, заключающийся в анализе комплексных значений линейных токов конечного межабонентского участка РЭС и последнего ее абонента, определяемых на основе данных периодических одновременных измерений действующих значений напряжений и токов, а также углов сдвига фаз между ними, выполняемых в начале сети и у всех ее абонентов соответственно головным прибором учета и абонентскими счетчиками электроэнергии. При этом используется условие равенства сопротивлений фазных и нулевого проводов в пределах межабонентского участка РЭС, а также результаты предварительного расчета комплексных сопротивлений межабонентских участков распределительной сети в режиме с отсутствующим несанкционированным энергопотреблением. Представлена процедура определения тока несанкционированного потребления в фазах сети в разные моменты времени по найденным токам в конце РЭС, которая позволяет проводить расчет и мониторинг нетехнических потерь электроэнергии на контролируемом участке распределительной сети.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 2(71), март-апрель 2022

О предельных значениях отклонения частоты напряжения генерирующих установок ТЭЦ и гистограммах ее распределения

Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
Тукшаитов Р.Х. Семенова О.Д. Иванова В.Р.
Спецвыпуск «Россети» № 1(24), март 2022

Эффективность различных мероприятий по повышению качества электрической энергии

Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
Тимур Данник, Виктория Дубровская (АО «Россети Тюмень» Сургутские электрические сети)
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обзор функциональности интеллектуальных приборов учета электроэнергии «МИРТЕК» с комбинированным GSM-модулем с поддержкой GPRS и NB-IoT

Учет электроэнергии / Тарифообразование / Качество электроэнергии
ГК «МИРТЕК»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»