Расстановка измерительных комплексов электроэнергии в сетях на основе теории наблюдаемости

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Актуальность темы

.

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

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

Цель работы.

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

Научная новизна.

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

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

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

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

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

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

Практическая ценность работы.

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

Реализация работы.

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

Апробация работы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Публикации.

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

Структура работы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

5.3. Выводы.

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В ходе выполнения работы сделаны выводы и получены следующие результаты:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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