ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Мацкевич И. Е., èíæ.

Удмуртское районное диспетчерское управление

Реализация энергии потребителям является завершающим этапом энергетического производства и во многом определяет финансовые результаты производственной деятельности АО-энерго.

Известно, что электроэнергия, как товар, обладает следующей особенностью: производство электроэнергии совпадает по времени с ее потреблением. Если при этом не осуществляется предоплата, то вся сумма отпускаемой электроэнергии в денежном эквиваленте переходит в дебиторскую задолженность предприятия-продавца. Возникает противоречие:

ñодной стороны, АО-энерго как хозяйствующий субъект стремится к увеличению объема реализации электроэнергии;

ñдругой стороны, рост объема продаж ведет к росту дебиторской задолженности на сумму роста объема продаж.

Существуют еще и законодательные ограниче- ния в части сроков оплаты потребляемых энергоносителей и регулирования тарифов на них:

постановление Правительства РФ от 4/IV 2000 г. ¹ 294 “Об утверждении Порядка расчетов за электрическую, тепловую энергию и природный газ” [1] обязывает осуществлять “…начиная с 1 апреля 2000 г. оплату потребителями электриче- ской, тепловой энергии и природного газа на территории РФ с применением авансовых платежей, если иное не установлено договором энергоснабжения…” (ПП РФ ¹ 294 п.2);

закон “Об электроэнергетике” (¹ 35-ФЗ от 26/III 2003 г.) [2] запрещает устанавливать для отдельных потребителей льготные цены за счет повышения цен для других потребителей;

закон “О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации” (¹ 41-ФЗ от 14/IV 1995 г.) [3] не допускает установление пониженных тарифов для отдельных потребителей без определения источника и механизма компенсации льгот.

Таким образом, в энергосбытовой деятельности АО-энерго возникает необходимость использования таких методов расчета, которые стимулировали бы своевременную оплату потребляемой

электроэнергии и при этом не ущемлялись бы права отдельных групп потребителей.

Для решения данной задачи может быть использован метод спонтанного финансирования, при котором за своевременную оплату электроэнергии (допустим, в первые два дня с момента начала действия договора энергоснабжения) покупатель получает определенную скидку с заявленной цены товара (тариф на электроэнергию снижается на величину скидки).

Рассмотрим более подробно методику, разработанную Ковалевым В. В. на базе метода спонтанного финансирования [4]. Суть методики заключается в имитационном расчете скидки, предлагаемой покупателю, в зависимости от прогнозных величин темпов инфляции, банковской процентной ставки и числа дней сокращения периода погашения дебиторской задолженности. При этом, используя сценарный метод экономического развития событий, рассчитываются оптимистическое, наиболее вероятное, и пессимистическое значения этих показателей. “Изюминкой” метода, по мнению автора статьи, является использование табулированных значений коэффициента падения покупательной способности рубля в зависимости от различных значений темпов инфляции и продолжительности периода, для которого ведутся расче- ты (òàáë.1).

В основу расчетов закладываются известные подходы, базирующиеся на учете динамики падения покупательной способности денежной единицы. Основными показателями, используемыми для расчетов, являются индекс цен Ið и коэффициент падения покупательной способности денежной единицы kðñ, связанный с индексом цен следующей формулой:

Логика рассуждения здесь такова. Если сумма договора об оплате продукции равна S, а индекс цен за период с момента заключения договора до момента платежа вырос, допустим, на 20%, то реальная ценность величины S в момент платежа с учетом изменения покупательной способности денежной единицы будет меньше и составит

1000 руб., получаемая в момент платежа, по покупательной способности эквивалентна 833 руб. на момент заключения договора, т.е. косвенная потеря от инфляции составляет 167 руб. на каждую 1000 (1000 – 833). Очевидно, что сокращая период погашения дебиторской задолженности, можно уменьшить косвенные потери.

Пример прогнозного расчета предлагаемой скидки. Сформулируем следующую задачу. Рас- считать величину скидки, которую энергосбытовая компания может предоставить абонентам на условиях оплаты электроэнергии в первые два дня с момента начала действия договора энергоснабжения.

По итогам прошедшего финансового года выручка от реализации составила 3 500 000 тыс. руб., а средняя величина дебиторской задолженности за год составила 700 000 тыс. руб.

Указанная задача может быть решена методом имитационного расчета скидки как одного из составляющих методов спонтанного финансирования.

Рассчитаем средний период погашения дебиторской задолженности

Ò à á ë è ö à 2

) ! * " #

В результате опроса экспертов составлены следующие сценарии возможного развития экономи- ческой ситуации (òàáë. 2).

Расчет косвенных доходов выполнен по приведенным алгоритмам с использованием данных òàáë. 1. Так, для первого сценария:

снижение потерь в связи с сокращением периода погашения дебиторской задолженности 0,960 – 0,944 = 0,016, или 16 руб. с 1000 руб. Реально от этой суммы можно предлагать лишь ту часть, которая соответствует доле реальной дебиторской задолженности в выручке от реализации, 16(700 000 : 3 500 000) = 3,2 руб. с 1000 руб.;

экономия от неиспользования дополнительной ссуды банка:

1000 30% 20 16,7 ðóá. ñ 1000 ðóá. 100% 360

Средний размер косвенных доходов с учетом вероятности трех сценариев Pñ равен

Pñ = 19,9 0,1 + 28,4 0,6 + 29,0 0,3 =

=1,99 + 17,04 + 8,70 = 27,73 ðóá.

ñкаждой 1000 руб.

Таким образом, энергосбытовая компания может предложить для абонентов два вида договоров энергоснабжения:

1.Стандартный, на условии текущих платежей (5-го, 10-го и 20-го числа расчетного месяца соответственно 30%, 30% и 40% оплаты договорной величины потребления электрической энергии).

2.Установить скидку для абонентов в размере до 2,7% суммы договорной величины потребления электрической энергии на условиях оплаты этой суммы в течение двух первых дней с момента на- чала действия договора энергоснабжения.

Рассмотренная методика проста в реализации

èможет быть эффективно использована в прогнозных расчетах. Подобные расчеты должны носить систематический характер с периодичностью, определяемой динамикой общеэкономиче- ской ситуации.

Выводы

1. Использование метода спонтанного финансирования в энергосбытовой деятельности позволит:

снизить тариф на электроэнергию на величину предлагаемой скидки;

повысить конкурентоспособность энергосбытовой компании;

снизить величину дебиторской задолженности в балансе энергосбытовой компании;

снизить долю безнадежной дебиторской задолженности компании в общей сумме дебиторской задолженности.

2.Использование метода спонтанного финансирования не противоречит действующим норма- тивно-правовым документам [1, 2, 3]. Действительно, источником компенсации предоставляемой скидки в данном случае является косвенный доход от сокращения периода погашения дебиторской задолженности и неиспользования ссуды банка.

3.Метод спонтанного финансирования может быть использован также и при реализации тепловой энергии.

Список литературы

1.Постановление Правительства РФ от 4 / IV 2000 г. ¹ 294 “Об утверждении Порядка расчетов за электрическую, тепловую энергию и природный газ”

2.Федеральный закон “Об электроэнергетике” ¹ 35-ФЗ от 26 / III 2003 г.

3.Федеральный закон “О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации” ¹ 41-ФЗ от 14 / IV 1995 г.

4.Ковалев В. В. Введение в финансовый менеджмент. М.: Финансы и статистика, 1996.

Актуальность повышения точности расчета нормативов потерь электроэнергии. В послед-

ние годы в связи с вводом в действие ряда федеральных нормативных документов по тарифной политике и ценообразованию в электроэнергетике, в первую очередь [1, 2], достаточно остро встал вопрос о достоверном определении нормативов потерь электроэнергии в сетях, о разделении отчетных потерь на нормативную и сверхнормативную части, о выборе оптимальных путей снижения сверхнормативных потерь, которые рассматриваются как прямые убытки энергоснабжающих организаций.

Норматив потерь электроэнергии в электриче- ских сетях – это экономически обоснованный и документально подтвержденный технологический расход электроэнергии при ее транспортировке, относящийся к налогооблагаемым материальным ресурсам и направленный на получение дохода энергоснабжающей организации [2].

В соответствии с [1] норматив потерь электроэнергии должен быть дифференцирован по четырем уровням напряжения: ВН (110 кВ и выше), СН1 (35 кВ), СН2 (20 – 1 кВ), НН (0,38 кВ и ниже). Особую важность при этом приобретает достоверный расчет технических потерь электро-

энергии не только в сетях 6(10) кВ и выше, но и в низковольтных сетях 0,38 кВ, что требует серьезных дополнительных усилий на сбор и обработку исходных данных для этого расчета.

Точность определения норматива потерь самым непосредственным образом влияет на точ- ность оценки сверхнормативных технических и коммерческих потерь и соответственно на эффективность мероприятий по их снижению.

С целью повышения объективности и обоснованности нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях 0,4 – 750 кВ Мосэнерго был разработан многоуровневый интегрированный программный комплекс РТП (расчет технических потерь), который эксплуатируется в энергосистеме

ñ 1998 ã.

Назначение и область применения. Комплекс РТП состоит из нескольких программных модулей и подсистем, установленных на различных уровнях управления энергосистемы – в районах и предприятиях электросетей (РЭС, ПЭС), Московской кабельной сети (МКС), в генеральной дирекции. Структурная схема программных модулей и баз данных изображена на ðèñ. 1.

Комплекс РТП позволяет рассчитывать суммарное значение и структуру технических потерь электроэнергии по энергосистеме в целом, проследить динамику потерь по месяцам года, сопоставить потери электроэнергии в различных элементах сети по ступеням напряжения, структурным подразделениям.

Результаты расчетов технических потерь электроэнергии могут быть использованы для:

расчета нормативов потерь; анализа структуры и причин роста потерь;

учета потерь в расчетах допустимых и факти- ческих небалансов электроэнергии в электриче- ских сетях РЭС, ПЭС и энергосистеме в целом, локализации небалансов и принятия мер по их снижению;

учета потерь электроэнергии при расчетах тарифов на электроэнергию по ступеням напряжения;

оценки коммерческих потерь электроэнергии в энергосистеме и ПЭС и определения эффективности мероприятий по снижению потерь.

Расчеты проводятся в соответствии с “Методикой нормирования потерь электроэнергии в электрических сетях филиалов ОАО Мосэнерго”. Методика максимально учитывает имеющуюся в РЭС, ПЭС и энергосистеме в целом схемную и режимную информацию и основывается на методах рас- чета, регламентированных отраслевыми и федеральными нормативно-техническими документами [3, 4]. Комплекс РТП адаптирован к условиям эксплуатации электрических сетей энергосистемы и обеспечивает прозрачные взаимоотношения филиалов электрических сетей и генеральной дирекции по расчетам нормативов потерь. Генеральная дирекция и персонал электросетевых предприятий

имеют равные возможности по контролю исходной информации и результатов расчета потерь по всем необходимым структурным составляющим потерь.

Основные функции. Расчеты проводятся в соответствии с принятой в Мосэнерго месячной периодичностью нормирования потерь электроэнергии.

Âзамкнутых электрических сетях 110 кВ и выше расчет переменных потерь мощности и электроэнергии ведется ежесуточно с учетом реальных изменений коммутационного состояния сети

èее работы в режимах суточных максимумов нагрузки. Потери электроэнергии за месяц определяются путем суммирования потерь электроэнергии за сутки.

Âразомкнутых электрических сетях 110, 35, 6(10) кВ, силовых трансформаторах, синхронных компенсаторах и токоограничивающих реакторах расчеты переменных потерь мощности выполняются для нагрузок зимнего максимума с их пере- счетом в годовые переменные потери электроэнергии по времени наибольших потерь.

Годовые переменные потери распределяются по месяцам пропорционально квадратам прироста известного отпуска электроэнергии в сеть. При этом для более точного учета паспортных данных оборудования электрических сетей 35 – 110 кВ каждая линия, трансформатор и синхронный компенсатор представляются в базе данных своими индивидуальными параметрами, которые ежегодно обновляются. То же относится к условно-по- стоянным потерям электроэнергии, для расчета которых создана отдельная подробная база данных практически по каждому элементу электрической сети 35 – 220 кВ. Кроме того, в энергосистеме создана база данных по схемным и режимным параметрам и результатам расчетов потерь по всем распределительным линиям 6(10) кВ. Исключение составляют измерительные трансформаторы тока, напряжения и счетчики, для которых задается их число, а потери определяются по удельным показателям на единицу оборудования.

Комплекс РТП позволяет проводить расчеты: переменных потерь мощности и электроэнер-

гии в замкнутой электрической сети 110 кВ и выше;

переменных потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах 35 кВ и выше;

переменных потерь мощности и электроэнергии в тупиковых и отпаечных линиях 110 кВ;

переменных потерь мощности и электроэнергии в линиях 35 кВ;

переменных потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 0,38 – 6(10) кВ [5, 6];

переменных потерь мощности и электроэнергии в токоограничивающих ректорах и синхронных компенсаторах;

условно-постоянных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах, на корону в воздушных линиях, в синхронных компенсаторах, в трансформаторах тока, напряжения и счетчиках электроэнергии.

Основные особенности расчета переменных потерь электроэнергии в замкнутых и разомкнутых электрических сетях 110 – 220 кВ. Ïå-

ременные потери электроэнергии в замкнутых электрических сетях 110 – 220 кВ. Переменные потери электроэнергии в замкнутых сетях 110 – 220 кВ рассчитывают ежесуточно с использованием программы установившегося режима и суточных графиков нагрузки энергосистемы. Потери электроэнергии за сутки вычисляют по формуле

ãäå Ðìci – определяемые по программе расчета установившегося режима нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах 110 – 220 кВ в час максимума нагрузки энергосистемы в i-е сутки, кВт; ci – число часов максимальных потерь (далее время потерь) за i-е сутки, определяемые по суммарному суточному графику нагрузки энергосистемы и формуле,

24

Pji2

ãäå Ðji, Ðìi – j-е часовые и максимальное значения i-го суточного графика суммарной нагрузки энергосистемы, МВт.

Результаты суточного расчета потерь электроэнергии разбивают в соответствии с установленными границами по предприятиям электрических сетей, линиям, трансформаторам и ступеням напряжения 110 и 220 кВ.

Потери электроэнергии за месяц определяют суммированием суточных результатов расчета

i 1

ãäå n – число суток в данном месяце.

Потери электроэнергии за год определяют суммированием потерь электроэнергии за 12 мес

k 1

По результатам расчетов годовых потерь электроэнергии по Мосэнерго в целом рассчитывают годовое значение времени потерь по энергосистеме, которое принимают одинаковым для замкнутых сетей всех ЭС на текущий год

ãäå Ðìçã – значение потерь мощности в электри- ческой сети 110 – 220 кВ Мосэнерго в максимум нагрузки энергосистемы.

Переменные потери электроэнергии в тупиковых и отпаечных линиях 110 кВ. Тупиковые и отпаечные линии выделены в отдельную группу в связи с тем, что они не включены в расчетную схему ИВЦ Мосэнерго. Для этих линий установлен следующий порядок расчетов:

1)ежегодно по состоянию на 1 января отчетного года уточняют список тупиковых и отпаечных линий с указанием мест их присоединения, марок проводов, длин линий и активных сопротивлений

участков Ròîi, корректируют соответствующую базу данных;

2)выполняют и заносят в базу данных замеры

токов в зимний максимум нагрузки Iìòîi предыдущего года (t – 1) по отношению к отчетному году t на участках тупиковых линий и трансформаторах (на стороне 110 кВ) отпаечных линий. Если, например, отчетным является 2003 г., по месяцам которого определяется норматив потерь, то предыдущим по отношению к отчетному является 2002 г. и замеры токов должны выполнятся в зимний максимум 2002 г.;

3)по программе РТП по скорректированной базе данных и выполненным контрольным замерам рассчитывают нагрузочные потери активной мощности в каждой тупиковой и отпаечной линии по формуле

и по той же программе вычисляют суммарные потери мощности

i 1

ãäå nòî – число тупиковых и отпаечных линий;

4) по форме государственной статической от- четности ¹ 9-ПС о потреблении электроэнергии определяют годовое число часов использования максимума нагрузки для сетей 110 – 35 кВ, работающих в режиме одностороннего питания

ãäå Wã, Ðìç – суммарное годовое потребление электроэнергии промышленными, непромышленными, сельскохозяйственными потребителями и населением Московской области за предыдущий год (t – 1) по отношению к отчетному году t (см. п. 2), кВт ч, и активная максимальная суммарная нагрузка тех же групп потребителей, кВт;

5) вычисляют годовое число часов наибольших потерь по формуле

которое принимают одинаковым для всех электри- ческих сетей 110 – 35 кВ Мосэнерго, работающих

âрежиме одностороннего питания;

6)рассчитывают годовые переменные потери электроэнергии по формуле

7)вычисляют потери электроэнергии в декабре

âãîä (t – 1)

Например, при номинальном напряжении обмотки НН 10 кВ и обмотки ВН 110 кВ

ãäå Êi = Wîñi Wîñä – отношение отпуска электроэнергии в сеть данного филиала ЭС в i-й месяц

(t – 1) года к отпуску электроэнергии в декабре этого же года;

8) рассчитывают норматив потерь электроэнергии в i-й месяц отчетного года t

Переменные потери электроэнергии в понизительных трансформаторах 110 кВ. Понизительные трансформаторы 110 кВ также не включены в расчетную схему сети ИВЦ Мосэнерго, поэтому установлен следующий порядок расчетов.

1.Ежегодно по состоянию на 1 января текущего года уточняют список понизительных трансформаторов 110 кВ с указанием наименований и номеров подстанций, активных сопротивлений обмоток, корректируют соответствующую базу данных. При этом для трехобмоточных трансформаторов 110/35/6(10) кВ и двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ с расщепленной обмоткой активные сопротивления должны указываться по каждой обмотке с приведением сопротивлений

êнапряжению 110 кВ; для двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ должны указываться общие активные сопротивления, приведенные к напряжению 110 кВ.

2.Выполняют и заносят в базу данных результаты измерений токов в зимний максимум нагруз-

êè IÌÒ110i предыдущего года (t – 1) по отношению к отчетному году t:

для трехобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ – в каждой обмотке отдельно, на своем номинальном напряжении;

для двухобмоточных трансформаторов 110/6(10) кВ – на стороне 110 кВ.

3. По программе РТП рассчитывают:

3а. Нагрузочные потери активной мощности в обмотках трехобмоточных трансформаторов 110/35/6(10) кВ типа ТДТН, ТДТНГ, ТДТНГУ и др.

В формулах (13) – (16): ÐÒÒ110â, ÐÒÒ110ñ,ÐÒÒ110í – нагрузочные потери мощности в обмотках высшего (110 кВ), среднего (35 кВ) и низшего (6 или 10 кВ) напряжения, кВт; Iâ, Iñ, Ií – токовые нагрузки в зимний максимум в каждой обмотке трехобмоточного трансформатора на своем номинальном напряжении (110, 35, 6 или 10 кВ соответственно), А; R ñ , R í – сопротивления обмоток 35, 6 или 10 кВ соответственно, приведенные к напряжению 110 кВ (к обмотке ВН), определяемые по справочнику ИВЦ Мосэнерго “Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, вольтодобавоч- ные, регулировочные трансформаторы (номинальные расчетные данные)” или рассчитываемые по формулам, Ом,

Например, при Uíâ = 110 ê è Uíí = 6 êÂ

ãäå Rñ, Rí – сопротивления обмоток 35, 6 или 10 кВ, приведенные к своим номинальным напряжениям, определяемые по тому же справочнику ИВЦ Мосэнерго, Ом.

Для проверки баланса токов в обмотках трехобмоточных трансформаторов, рассчитанного по формуле

программа РТП вычисляет приведенные к напряжению 110 кВ токи нагрузок

Суммарные нагрузочные потери во всех обмотках i-го трехобмоточного трансформатора рассчи- тывают по формуле

PÒÒ110i = PÒÒ110â + PÒÒ110ñ + PÒÒ110í. (23)

при номинальном напряжении обмотки НН 10 кВ

В формулах (24) – (28): Päðòâ, Ðäðòí1, Ðäðòí2 – нагрузочные потери мощности в обмотках высше-

го (110 кВ) напряжения и расщепленных обмотках 1 и 2 низшего напряжения 6 или 10 кВ, кВт; Iâ, Ií1, Ií2 – токовые нагрузки в зимний максимум в обмотках 110 кВ и расщепленных обмотках 1 и 2 на своем номинальном напряжении, А; R í1, R í2 – сопротивления расщепленных обмоток 1 и 2, приведенные к обмотке высшего напряжения, определяемые по справочнику ИВЦ Мосэнерго или рассчи- тываемые по формулам (18) или (19), Ом.

Суммарные нагрузочные потери во всех обмотках i-го двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой рассчитывают по формуле

3в. Нагрузочные потери активной мощности в обмотках двухобмоточных трансформаторов 110/6 или 10 кВ типа ТМ, ТМН, ТД, ТДН и др.:

$ 6$ ( ( 4-6? 8 %4 :

РТП 1.3 – расчет годовых переменных потерь электроэнергии (в замкнутой электрической сети 110 – 750 кВ) как суммы ежесуточных потерь электроэнергии;

РТП 1.2 – сводный расчет годовых условно-по- стоянных и переменных потерь электроэнергии в сети 0,38 – 750 кВ (ðèñ. 6, структура условно-по- стоянных потерь электроэнергии);

РТП 1.1 – сводный расчет структуры потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистемы с разбивкой по видам оборудования, ступеням номинальных напряжений сети, предприятиям и временным периодам.

В комплекс РТП интегрированы также по входным и выходным данным некоторые программные подсистемы, эксплуатируемые в Мосэнерго:

“Сеть МЭ” – программа оперативных расчетов электрических режимов и потерь мощности в электрической сети 110 кВ и выше (разработка ИВЦ Мосэнерго);

“Оценка состояния” – программа достоверизации телеизмерений и расчетов режимов сети 500 – 750 кВ (разработка ГВЦ Энергетики);

“Энергостат” – программа расчета активных и реактивных нагрузок в узлах замкнутой сети энергосистемы 110 кВ и выше [7];

“ИВК СЭС” – программа расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнер-

системы генерации отчетных форм с возможностью вывода отчетных табличных и графических форм в форматы “MS OFFICE”.

2. Переход к следующему этапу расчета и анализа потерь электроэнергии – разработке и внедрению мероприятий по снижению потерь. Потери электроэнергии являются одной из составляющих баланса электроэнергии в электрических сетях. Для выбора и внедрения мероприятий по снижению потерь необходим не только анализ результатов расчетов технических потерь, но и их сопоставление с фактическими (отчетными) потерями – определение фактических небалансов электроэнергии в электрической сети (коммерческих потерь), сравнение этих небалансов с допустимыми небалансами по сети в целом, по отдельным участкам и узлам. Структурная схема автоматизированной системы анализа потерь и балансов электроэнергии представлена на ðèñ. 8. Разработка и внедрение в Мосэнерго первой очереди этой системы на базе комплекса РТП планируется в 2004 г.

В соответствии с постановлением ФЭК РФ от 14/V 2003 г. ¹ 37-Э/1 (п. 58, табл. 1.3 “Расчет технологического расхода электроэнергии в электри- ческих сетях энергоснабжающих организаций”) в норматив технологических потерь планируется включить дополнительную составляющую – потери электроэнергии, обусловленные погрешностя-

ми приборов учета электроэнергии. Эти потери будут вычисляться как абсолютное значение допустимого небаланса электроэнергии в электрической сети Мосэнерго, принимаемого в качестве допустимого значения погрешности системы учета электроэнергии.

Выводы

1.Опыт эксплуатации комплекса РТП показал, что расчет и нормирование потерь электроэнергии

âэлектрических сетях энергосистемы на современном этапе должны осуществляться с максимальным использованием имеющейся в энергосистеме информации и базироваться на основе детальных расчетов технических потерь с разбивкой по оборудованию, ступеням напряжения и предприятиям электросетей. Интегрированная многоуровневая система расчетов обеспечивает доступность, прозрачность и проверяемость исходных данных и результатов расчетов нормативов потерь как для подразделений энергосистемы, так и для контролирующих органов: региональных энергетических комиссий, территориальных управлений Госэнергонадзора, налоговых инспекций.

2.Основным направлением развития программного обеспечения по расчетам технических потерь электроэнергии является создание на его

основе автоматизированной системы расчета и анализа потерь и балансов электроэнергии по электрическим сетям в целом, выделенным участкам, ступеням напряжения, структурным подразделениям, отдельным узлам. Основное назначение этой системы состоит в получении достоверных значений не только технических, но и коммерче- ских потерь электроэнергии.

3. Потери электроэнергии должны рассчитываться за год в целом с разбивкой по месяцам на основе методов, рекомендованных отраслевыми нормативными документами.

Список литературы

1.Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке. Утв. постановлением ФЭК РФ от 31 / VII 2002 г. ¹ 49-Э / 8. Перечень изменений и дополнений. Утв. постановлением ФЭК России от 14 мая 2003 г. ¹ 37-Э / 1.

2.Глава 25 НК РФ “Налог на прибыль организации”. Введена ФЗ от 6 / VIII 2001 г. ¹ 110-ФЗ.

3.ÐÄ 34.09.101–94. Типовая инструкция по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении. М.: ОРГРЭС, 1995.

4.È3 4-70-030-87. Инструкция по расчету и анализу технологического расхода электрической энергии на передачу по электрическим сетям энергосистем и энергообъединений. М.: Союзтехэнерго, 1987.

5.Воротницкий В. Э., Заслонов С. В., Калинкина М. А. Программа расчета технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 6(10) кВ. – Электриче- ские станции, 1999, ¹ 8.

6.Воротницкий В. Э., Калинкина М. А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Учебно-методическое пособие. М.: ИПК госслужбы, 2000.

7.Макоклюев Б. И. Расчет и планирование режимных параметров, балансов мощности и электроэнергии АО-энерго и предприятий сетей с помощью программных комплексов “Энергостат” и “РБЭ”. – В кн.: Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: НЦ ЭНАС, 2000.

8.Заслонов С. В., Калинкина М. А. Расчет технических потерь мощности и электроэнергии в распределительных сетях 0,38 – 10 кВ. – Энергетик, 2002, ¹ 7.

Основная задача внедрения информационновычислительных систем предприятий, организаций, компаний в области энергетики – обеспече- ние специалистов необходимыми данными для правильного принятия решений. Правильное принятие решений на различных уровнях управления и планирования обеспечивает надежное и экономичное функционирование предприятий и отрасли в целом. Процесс создания информационной среды требует критического и аргументированного выбора программных платформ и аппаратных средств, учета перспектив совершенствования технологий расчета, роста используемого объема данных, развития вычислительных мощностей и средств хранения данных.

Постепенное формирование информационной среды осуществлялось путем внедрения программных средств для обеспечения функционирования работы отделов, служб, отдельных объектов энер-

гообъединений, построения локальных сетей. Локальные информационные системы проектировались для обеспечения функционирования одной или нескольких конкретных задач. Обмен данными между уровнями управления осуществлялся путем обмена файлами определенной структуры. В связи с формированием рынка электроэнергии и мощности возникает потребность в формировании единой системы обработки и хранения информации, позволяющей решать весь комплекс задач функционирования рынка и осуществлять интеграцию уже существующих информационных систем. Изменение состава решаемых задач, появление новых типов расчетов требуют увеличения объема данных и улучшения их качества.

Построение информационной среды должно обеспечивать:

создание и функционирование единой системы хранения и идентификации объектов, оборудова-

ния, режимных параметров и технико-экономиче- ских показателей;

возможность простого и эффективного обмена данными между объектами различных уровней управления, между субъектами рынка ФОРЭМ и его операторами, между структурными подразделениями энергообъединений и предприятий;

максимальную независимость структур хранения данных и методов их обработки от постоянно меняющихся в условиях развития и становления рынка понятий предметной области, взаимоотношений и структуры объектов, необходимой степени детализации данных;

возможность хранения не только текущих состояний объектов, но и также ретроспективы их развития от момента создания до исчезновения (темпоральный подход);

максимальную независимость структуры и методов обработки от конкретной СУБД (системы управления базой данных), что обеспечивает функциональность как в центрах сбора и обработки, так на низших уровнях (подстанции, РЭС и др.), где вопрос об установке мощной СУБД не может быть решен.

Для решения подобных задач была разработана информационная система “База данных производственных, административных объектов, технологического оборудования и измеряемых параметров “Энергостат” [1], включающая в себя базу данных (БД) определенной структуры и набор программных модулей, обеспечивающих администрирование, обслуживание базы и разработку приложений. База данных, интегрированная с комплексом программ администрирования и обслуживания, представляет информационную систему корпоративного назначения для решения производственных, экономических и других задач. При проектировании базы данных использовались объектные и темпоральные подходы как средства моделирования, СУБД реляционного типа с SQL-до- ступом как средства хранения данных. При разработке использовался опыт внедрения в энергообъединениях России различных проектов по планированию балансов мощности, электроэнергии, тепловой энергии, расчету потерь мощности и электроэнергии [2, 3].

Информационная система “Энергостат” предназначена для решения следующих основных технологических задач:

учет технологического оборудования, производственных и административных объектов;

сбор, обработка и анализ данных о состоянии объектов оборудования и измеряемых параметров с любой дискретностью хранения;

выполнение технологических расчетов (планирование электропотребления, балансов мощности и электроэнергии, расчет потерь и др.);

подготовка отчетов о состоянии объектов и оборудования, суточной ведомости и других видов отчетности;

обмен данными между различными объектами

èадминистративными уровнями управления.

Âкачестве хранилища базы могут быть использованы все основные типы СУБД с SQL-досту- пом (ORACLE, MS SQL Server, Interbase, Cache и др.). Для доступа к объектам и параметрам используется стандартный язык запросов (SQL).

Основные подходы моделирования. Объектный подход является обобщенным подходом не только в программировании, но и в проектировании интерфейсов пользователя, баз данных, баз знаний и компьютерной архитектуры. Основные термины, используемые в объектно-ориентированном подходе, реализуемом в данной разработке: объект, тип, метод.

Объект – конкретный единичный экземпляр определенного типа. Например, в области энергетики объектами являются: ОДУ Центра, АО Воронежэнерго, Восточные ПЭС, ТЭЦ-12, котел блока 1 ТЭЦ-12, подстанция Трубино. Любой объект при своем создании получает генерируемый системой уникальный идентификатор, который связан с объектом во время его существования и не меняется при изменении состояния объекта.

Каждый объект находится в определенном состоянии. Состояние объекта – набор значений его атрибутов (свойств). Свойство объекта – определенная характеристика объекта (типа). Например: наименование объекта, состояние объекта (вклю- чено, отключено, ремонт), паспортные данные оборудования, измеряемые параметры объекта (ток, напряжение, температура).

Значение атрибута объекта – тоже некоторый объект или множество объектов. Объекты также могут быть охарактеризованы способом взаимодействия с другими объектами (окружающей средой) – поведением объекта (методы). Поведенческая сторона объекта определяется набором методов.

Множество объектов с одним и тем же набором атрибутов и методов образует тип (класс) объектов. Тип и класс – разные понятия, однако в большинстве случаев одновременное употребление понятий типа и класса неудобно, поэтому достаточно лишь сказать, что класс реализует тип.

Òèï – совокупность объектов с определенной структурой и свойствами. Объект должен принадлежать только одному типу. Основные типы объектов электроэнергетики:

производственные и административные объекты: объединенное диспетчерское управление (ОДУ), региональное диспетчерское управление (РДУ), АО-энерго, предприятие электрических сетей (ПЭС), отделение Энергосбыта, станция и др.;

технологическое оборудование: генератор, блок, котел, линия, выключатель, трансформатор и др.

При конструировании структуры типов допускается создание нового класса на основе уже существующего – наследование. Наследование используется в объектно-ориентированных системах для уточнения ранее определенных явлений. Механизм наследования позволяет выстраивать сложные иерархии классов.

Метод – определенная последовательность действий, производимых над объектом. Доступные для объекта методы определяются типом объекта. Метод может быть реализован для любого объекта данного типа. Например, для типа “Станция” может быть создан метод “Расчет рабочей мощности”. Этот метод может быть исполнен для любого объекта типа “Станция”, например, ГЭС-1, ТЭЦ-2 и т.д. Метод в комплексе “Энергостат” реализуется средствами встроенного макроязыка и представляет собой совокупность математиче- ских, логических операций, программных операторов.

Темпоральный подход. Обычные БД хранят мгновенный снимок модели предметной области. В темпоральных системах для любого объекта данных, созданного в момент времени t1 и уничтоженного в момент времени t2, в БД сохраняются и доступны пользователям все его состояния во временном интервале [tl, t2]. Построение прототипов темпоральных СУБД обычно выполняется на основе некоторой реляционной СУБД. Обычно темпоральная СУБД – программная надстройка над реляционной СУБД.

Âбольшинстве случаев при проектировании вводят в хранимые отношения (таблицы) явный временной атрибут и поддерживают его значения на уровне приложений. Запросы к базе данных могут содержать временные характеристики интересующих объектов и их атрибутов.

Âтемпоральной (временной) объектной модели, которая поддерживается в данной разработке, объекты и их свойства являются не статическими,

àдинамически изменяемыми во времени структурами данных. Объекты программы имеют время создания и время удаления, формирующие период их существования. Свойства объектов также изменяются во времени. Например, меняется состоя-

ние оборудования энергетических объектов. Оно может находиться в ремонте, резерве, работе. Меняться может также иерархия объектов, их технологические связи, например, подчиненность организаций и предприятий, топология электрических сетей.

Описание модели данных. Процесс проектирования модели данных представляет собой последовательность переходов от неформального описания информационной структуры объектов энергетики к формализованному описанию. Можно выделить следующие этапы проектирования:

проектирование информационной модели – формальное описание объектов предметной области задачи в терминах некоторой семантической модели;

логическое проектирование базы данных – описание структуры базы данных для принятой информационной модели.

Этап физического проектирования базы данных в данной статье не приводится, поскольку он связан с особенностями тех или иных СУБД.

Информационная модель состава, структуры и поведения системы (предметной области) создается с помощью объектно-ориентированного проектирования (опираясь на методологию объектного подхода). Цель информационного моделирования – построить интегрированную модель деятельности электроэнергетических предприятий. Информационная модель энергосистемы описывает:

организационную структуру – иерархическую структуру предприятий, организаций, подразделений и энергетических объектов;

элементную структуру системы – структуру и состав агрегатов, оборудования, узлов;

состояние системы – состояние агрегатов, оборудования, узлов;

динамику изменения состояния системы – динамику изменения состояния агрегатов, оборудования, узлов.

Для описания организационной структуры системы и элементной структуры системы используется диаграмма типов Class на основе диаграммы “сущность-связь” (Entity-Relationship Diagrams,

ERD). Информационная модель энергосистемы представлена на ðèñ. 1.

В этом простом примере информационной модели использованы термины:

электроустановка – совокупность оборудования (основного и вспомогательного совместно с сооружениями и помещениями, в которых оно установлено) для производства, трансформации, передачи и распределения электрической энергии;

электрооборудование – объект электростанции, подстанции, электроустановки, предназна- ченный непосредственно для выработки, переда- чи, преобразования и распределения электроэнергии и имеющий оперативное наименование;

узел оборудования – функционально самостоятельная часть оборудования; узел идентифицируется по виду и наименованию оборудования, в состав которого он входит, и может состоять из более мелких узлов и деталей;

деталь – часть узла или оборудования; деталь идентифицируется по виду и/или наименованию оборудования, в состав которого она входит, и не может состоять из менее мелких деталей.

Следует отметить, что состав типов (классов) и их иерархическая структура представляют собой

классификатор оборудования и административных объектов. При этом классификатор оборудования должен учитывать имеющуюся в энергообъединении схемную и режимную информацию и основываться на принципах, регламентированных отраслевыми и федеральными нормативно-технически- ми документами.

Разработка классификаторов является существенной частью подготовки информационной структуры и в рамках статьи подробно не рассматривается.

Для примера на ðèñ. 2 приведено возможное построение структуры классификатора объектов тепломеханического оборудования электрических станций. В соответствии со структурой управления объектами электрических станций структура интегрированной базы данных включает следующие виды оборудования: энергоблок, котел, турбогенератор, градирню, водогрейный котел, газотурбинную установку, электростанцию. Иерархиче- ская структура объектов следующая:

энергетический объект сети (электростанция); электроустановка – совокупность оборудования; электрооборудование (оборудование электро-

станций, подстанций).

$ 6$ * # ) # +

Темпоральный подход в построении модели данных позволяет хранить архивы данных по состоянию оборудования и объектов. Возможный набор состояний тепломеханического оборудования: в работе; капитальный ремонт; средний ремонт; текущий ремонт; аварийный ремонт; консервация; включение; выключение; испытание; заявленный режим работы; демонтаж; холодный резерв; невыпускаемый резерв; вне резерва; прочие виды.

Логическая структура базы данных. При проектирование логической структуры необходимо формировать корректную схему БД, ориентированную на реляционную модель. Объектный подход, а также реализация темпоральности объектов базы данных несколько изменяют стандартный способ конструирования таблиц реляционной базы данных.

При традиционном способе проектирования, когда для каждого класса объектов в базе данных генерируется отдельная таблица (или их набор), возникают практические сложности при реализации объектного и темпоральных подходов. При большой и сложной иерархии типов объектов появляются сотни, если не тысячи, таблиц (минимум по одной для каждого возможного типа), структура базы данных постоянно изменяется вместе с добавлением и изменением структуры типов. Возникают проблемы именования таблиц и полей для новых типов.

Осуществление темпоральности при традиционном подходе требует двукратного увеличения ко-

личества используемых полей (для каждого свойства объекта добавляется поле временных меток).

Реализация средств идентификации пользователей, корректирующих значения свойств, а также возможности комментирования этих изменений, вызывают аналогичные трудности. Поэтому при проектировании логической структуры базы данных значения всех свойств объектов сведены к одному отношению: [ИД (идентификаторы) объекта, ИД атрибута, Время начала действия атрибута, Значение атрибута].

Логическая модель объектно-ориентированной схемы представлена в виде структуры таблиц на ðèñ. 3.

Программная реализация. Комплекс программ состоит из двух основных модулей:

программа-администратор базы данных типов и объектов;

программа-клиент, с помощью которой ведется разработка технологических приложений, а также может включать дополнительные программные модули:

конверторы из базы данных реального времени (оперативно-измерительные комплексы ОИК, АСКУЭ);

конверторы из входных макетов; программные средства клиентских мест для за-

грузки и просмотра данных; программные средства отображения данных на

графических объектах; программные средства подготовки отчетных

ôîðì.

Íà ðèñ. 4 представлена экранная форма администратора БД “Энергостат” на примере БД оборудования Мосэнерго. В левой части отображена панель иерархии объектов, в правой – панель свойств объектов.

Программа-администратор обеспечивает реализацию следующих основных групп функций.

Функции и средства работы с типами (создание классификатора типов):

создание и удаление типов, коррекция настро- ечных свойств типа;

конструирование структуры типов с использованием механизмов наследования и агрегирования; группировка типов по определенным критериям; отображение иерархии типов в интерфейсных

окнах.

Функции и средства работы с методами: создание метода, реализующего определенную

технологическую операцию; коррекция свойств метода, удаление метода;

привязка метода к определенным объектам для выполнения технологических расчетов.

Функции и средства работы с объектами и их свойствами:

интерфейсные средства отображения иерархии объектов (панель объектов главного окна);

создание производственных и административных объектов, объектов технологического оборудования;

коррекции свойств объекта, удаление объектов; создание иерархической структуры объектов; архивация изменений структуры объектов во

времени; группировка объектов по определенным крите-

риям; привязка измерений к объектам;

загрузка и хранение многолетних архивов изменений состояний объектов во времени;

загрузка и хранение многолетних архивов данных измерений (свойств объектов);

ввод и коррекция свойств объектов с фиксацией времени действия и имени пользователя, осуществившего ввод;

отображение данных на заданный момент времени (актуальное время);

отображение структуры объектов и их свойств на актуальный момент времени;

отображение истории изменения свойств объекта;

подготовка сводок изменений состояний объектов за определенный период и на заданный момент времени;

отображение данных на графических объектах; отображение данных измерений, состояний объектов и оборудования в отчетных табличных и

графических формах; организация обмена данными измерений и ха-

рактеристиками объектов между подразделениями

èуровнями управления энергообъединения и предприятия.

Средства управления и обслуживания базы данных:

создание и ведение файла журнала обращений к базе данных;

автоматическое сохранение операций с типами

èобъектами в файле журнала;

восстановление из файла журнала операций с типами и объектами;

экспорт-импорт данных из других баз данных с аналогичной структурой таблиц;

организация обмена данными с помощью средства макроязыка.

Средства идентификации:

идентификация пользователя при входе в программу;

создание нового пользователя с указанием идентификационных данных.

Íà ðèñ. 5 представлены экранные формы для просмотра и анализа изменений состояния генерирующего оборудования электростанций (экранная форма сводки изменений состояний объектов за определенный период и на определенный момент времени).

Íà ðèñ. 6 показан пример использования схемной графики для отображения тепломеханического оборудования станции. Поддерживается навигация по времени и отображение состояния оборудования и режимных параметров на схеме.

Практика внедрения и эксплуатации базы данных и технологических программ комплекса “Энергостат” в энергообъединениях предполагает

определенную последовательность действий, которая для управления технологическими задачами энергообъединения в общем виде представляет:

1.Ввод классификатора административных и производственных объектов, справочников технологического оборудования.

2.Загрузка паспортных, эксплуатационных и других характеристик объектов и технологического оборудования. Состав и структура объектов и технологического оборудования предоставляется службами энергообъединений и предприятий.

3.Реализация передачи данных о состоянии оборудования и объектов из ОИК.

4.Разработка функций по импорту данных из входных макетов данных, внешних баз данных и других источников.

5.Разработка необходимых функций технологических расчетов (методов) (расчет рабочей мощности, ограничений, балансов, потерь мощности и электроэнергии и др.).

6.Разработка выходных макетов данных.

7.Разработка шаблонов листов суточной ведомости в файлах формата Excel, Visio. Организация вывода данных о состоянии оборудования в листы суточной ведомости.

8.Разработка альбома графических структурных схем объектов и оборудования (теплотехниче- ские, энергетические схемы станций, электриче- ские схемы подстанций, линий и др.) с нанесенными на них данными о состоянии оборудования, измеряемых параметров ОИК, АСКУЭ.

9. Разработка дополнительных экранных форм для отображения и ввода данных с использованием макроязыка комплекса.

Выводы

Описаны информационная структура и программная реализация базы данных административных и производственных объектов, технологи- ческого оборудования и измеряемых параметров электроэнергетических предприятий. Проектирование базы данных основывалось на практическом опыте внедрения программных комплексов по планированию балансов мощности и электроэнергии в различных энергообъединениях России.

Предложенная структура и программные средства обеспечивают создание объектно-ориентиро- ванного хранилища данных и последующую интеграцию существующих и разрабатываемых программных комплексов на единой основе. База данных, интегрированная с комплексом программ администрирования и обслуживания, представляет информационную систему корпоративного назна- чения для решения производственных, экономиче- ских и других задач. Основное назначение систе-

мы – создание информационной структуры объек-

тов и оборудования, подготовка классификаторов

и справочников, привязка и хранение измеряемых

параметров и состояний объектов.

Компоненты разработки эксплуатируются в

Центре договоров и расчетов ФОРЭМ, Мосэнерго,

Кузбассэнерго.

Список литературы

1.Áàçà данных производственных и административных объектов, технологического оборудования и измеряемых пара-

метров “Энергостат” (сетевая версия). Свидетельство Роспатента об официальной регистрации базы данных

¹ 2002620201 îò 10.12.2002.

2.Макоклюев Б. И., Антонов А. В., Костиков В. Н. Программный комплекс анализа и планирования режимных параметров энергообъединения “Энергостат-1.1”. – Вестник ВНИИЭ, 1996.

3.Макоклюев Б. И. Расчет и планирование режимных параметров, балансов мощности и электроэнергии АО-энерго и предприятий сетей с помощью программных комплексов “Энергостат” и “РБЭ”. – В кн.: Современные методы и средства расчета, нормирования и снижения технических и коммерческих потерь электроэнергии в электрических сетях. М.: НЦ ЭНАС, 2000.