CC BY
35
© Ю.А. Секретарев, В.М. Левин УДК 621.311
ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НА НАДЕЖНОСТЬ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЗЛИЧНОГО РОДА ДЕФЕКТОВ ЕЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ
Ю.А. Секретарев, В.М. Левин
Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, Россия
ORCID:http://orcid.org/0000-0002-0880-3989, [email protected]
Резюме: В статье предложен и реализован вероятностный подход к расчету схемной надежности системы электроснабжения с применением оценки текущего состояния ее основных элементов (электрооборудования). Оценка состояния оборудования системы электроснабжения выполняется на основе обобщенного индекса технического состояния. Это дает основание при использовании риск-ориентированного подхода к управлению техническим обслуживанием и ремонтами (ТОиР) объективно оценивать последствия и целесообразность проведения ремонтно-восстановительных работ электрооборудования с обязательной минимизацией возможного ущерба от нарушений электроснабжения потребителей. В статье представлены две методики расчета надежности, ориентированные как на восстанавливаемые, так и на не восстанавливаемые элементы системы электроснабжения, а также модель формирования обобщенного индекса технического состояния функциональных узлов оборудования. Разработанные модели и методики иллюстрированы расчетными примерами, на основании которых проводится их смысловой и сравнительный анализ.
Ключевые слова: система электроснабжения, индекс технического состояния, восстанавливаемый и не восстанавливаемый элемент, надежность оперативной схемы, вероятностная оценка, риск-ориентированный подход, техническое обслуживание и ремонт.
Благодарности: Статья выполнена по результатам научно-исследовательской работы в рамках договора №5450/02 от 10.07.2018 года "Разработка стандарта и методических документов для оптимизации системы технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования ДО ПАО " Газпром нефть" по техническому состоянию и наработке".
EVALUATION OF THE EFFECT ON THE RELIABILITY OF THE ELECTRICAL SUPPLY SYSTEM OF A DIFFERENT KIND OF DEFECTS OF ITS BASIC ELEMENTS
Yuri A. Sekretarev, Vladimir M. Levin
Novosibirsk State Technical University, Novosibirsk, Russia
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-0880-3989, [email protected]
Abstract: The article proposes and implements a probabilistic approach to the calculation of the circuit reliability of the power supply system using the assessment of the current state of its main elements (electrical equipment). Assessment of the state of the equipment of the power supply system is performed on the basis of a generalized index of technical condition. This allows when using a risk-based approach to the management of maintenance and repair (M&R) to objectively assess the consequences and feasibility of repair and restoration work of electrical equipment with the mandatory minimization of possible damage from power outages. The article presents two methods of calculating the reliability, focused on both recoverable and non-recoverable elements of the power supply system, as well as a model for the formation of a generalized index of the technical condition of the functional units of the equipment. The developed models and methods are illustrated by computational examples, on the basis of which their semantic and comparative analysis is carried out.
Keywords: power supply system, technical condition index, recoverable and non-recoverable element, reliability of the operational scheme, probabilistic estimate, risk-oriented approach, maintenance and repair.
Acknowledgements: the Article is based on the results of research work within the framework of the contract №5450/02 dated 10.07.2018 "Development of the standard and methodological documents for the optimization of the system of maintenance and repair of power equipment TO PJSC "Gazprom Neft" on the technical condition and operating time".
Введение.
Стратегией развития электросетевого комплекса РФ1 надежность электроснабжения потребителей определена в качестве одного из основных долгосрочных приоритетов. В современных экономических реалиях управления системами электроснабжения (СЭС) одним из ключевых условий его эффективности является мониторинг процессов и оценка технического состояния, как отдельных элементов, так и всей СЭС в целом [1]. В рамках обозначенного перехода к риск-ориентированному управлению производственными активами помимо мониторинга необходима также оценка последствий его влияния на проведение ТОиР оборудования с точки зрения его целесообразности, а именно снижение эксплуатационных издержек путем обоснованного смещения сроков ремонтного обслуживания с обязательной минимизацией возможного ущерба у потребителей [2-8]. Кроме учета технического состояния и последствий отказов (ущербов) для формирования исчерпывающего описания текущей ситуации требуется также оперативная оценка схемной надежности в системах электроснабжения [9-11].
Три вышеперечисленных фактора, со всей очевидностью, имеют случайный характер, и для их описания требуется вероятностный подход.
В силу ограниченного объема статьи предлагается рассмотреть вероятностный подход только к расчетам и оценке текущего состояния оборудования, а также учету схемной надежности текущей ситуации в СЭС.
Основные теоретические положения. Фактическое техническое состояние i-ой единицы оборудования количественно характеризует интегральный показатель - индекс технического состояния (ИТС) функциональных узлов и единиц электрооборудования (ЭО). Согласно методике2 оценка технического состояния единицы ЭО осуществляется путем сопоставления фактических значений параметров технического состояния функциональных узлов с их допустимыми и предельно-допустимыми значениями, установленными нормативно-техническими документами, инструкциями заводов-изготовителей, с последующим определением индексов технического состояния функциональных узлов и ЭО в целом. Предложено ИТС единицы ЭО вычислять как средневзвешенное значение ИТС всех функциональных узлов, из которых состоит рассматриваемая единица оборудования, и оценивать в диапазоне от 1,0 (наилучшее) до 0 (наихудшее) с учетом весовых коэффициентов. Перечень функциональных узлов, используемых при оценке технического состояния ЭО, содержит группы параметров технического состояния, которые в значимой степени свидетельствуют о технических и эксплуатационных характеристиках ЭО и его способности выполнять свои функции в нормальном режиме [12]. В свою очередь ИТС j-ого функционального узла вычисляется как средневзвешенное значение бальной оценки k групп контролируемых параметров состояния, умноженных на свои весовые коэффициенты. Весовые коэффициенты групп параметров технического состояния отражают их важность и характеризуют степень влияния на надежность и работоспособность функционального узла ЭО. В целях установления соответствия по видам технического состояния установлены следующие диапазоны изменения ИТС: 0-0,25 «Критическое», 0,25-0,5 «Неудовлетворительное», 0,5-0,7 «Удовлетворительное», 0,7-0,85 «Хорошее», 0,85-1,0 «Очень хорошее».
Учет фактического технического состояния единицы ЭО, отличного от наилучшего, приводит к уменьшению вероятности ее безотказной работы и, соответственно, к увеличению вероятности отказа:
Qi= i-exp(-co). J. (1)
Здесь: Ji - текущее значение индекса технического состояния i-ой единицы оборудования сети.
1
Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 г. № 511 -р. Доступно по: https://www.rosseti.ru/about/missюn/511R.pdf. Ссылка активна на 28 октября 2019.
2 Методика оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей. Утверждена приказом Минэнерго России от 26.07.2017, №676. Доступно по: www.ti-ees.ru/fileadmin/f/activity/laws/pr676_260717.pdf. Ссылка активна на 28 октября 2019.
Для определения вероятности безотказной работы необходимо осуществить расчет надежности рассматриваемого участка сети.
Вероятность безотказной работы элемента электроснабжения без учета его текущего эксплуатационного состояния, что соответствует ИТС = 1,0, рассчитывается следующим образом:
Рэ = ехр(— шэ), (2)
где юэ - параметр потока отказа, который характеризует частоту отказов элемента за единицу времени.
Если по результатам работы системы диагностирования определен индекс технического состояния элемента (Jэ), то вероятность безотказной работы будет рассчитана с его учетом как произведение:
Рэитс = рэ ' = ехр (—®эитс ) • (3)
Прологарифмировав выражение (3), получим новое значение параметра потока отказов элемента СЭС с учетом его фактического технического состояния
«эитс = ^(рэигс ) • (4)
Полученное по формуле (4) новое значение а>эигс используется в расчетах схемной надежности СЭС.
Остановимся на методологических подходах к расчету надежности электроснабжения с учетом топологии электрической сети.
Все элементы схемы сети могут быть представлены как восстанавливаемые (ремонтопригодные), так и не восстанавливаемые (не ремонтопригодные). Восстановление работоспособности не ремонтопригодных элементов осуществляется путем замены вышедшего из строя элемента на исправный. Восстановление работоспособности ремонтопригодных элементов производится путем проведения ремонтно-восстановительных работ.
В связи с этим методики расчета надежности (подходы) для каждого из указанных случаев представляются различными.
Ниже излагаются оба подхода к расчету надежности сети с учетом ее топологии. Расчет и анализ надежности производится с помощью преобразования исходной схемы электроснабжения в последовательно и параллельно соединенные элементы. Такой метод расчета надежности получил название метода блок-схем [13, 14] • Согласно данному методу генерирующие источники и потребители объединяют в общие шины генерирующих источников ШГ и шины потребителей ШП, точнее того потребителя, для которого определяется уровень надежности электроснабжения. Расчет проводится до тех пор, пока генерирующий и потребляющий узлы не окажутся связанными одним эквивалентным блоком. Показатели надежности эквивалентного блока являются показателями надежности полной схемы электроснабжения, так как он включает в себя все нюансы преобразования схемы.
Первый подход. Расчет надежности схемы электроснабжения, содержащей не восстанавливаемые элементы, осуществляется в вероятностях. При этом вероятность безотказной работы рассчитывается по формуле (5)
Р = е—ю, (5)
а вероятность отказа по формуле
Я = 1—Р. (6)
При последовательном соединении элементов (рис.1) результирующая для этой группы вероятность безотказной работы определяется по формуле (7), а вероятность отказа по формуле (6)
Р = П Р •
(7)
г=1
Рис.1. Схема последовательного соединения элементов СЭС При параллельном соединении элементов, которое чаще называется полным резервированием, вся система будет работоспособна, пока хотя бы один элемент будет находиться в работе (рис.2).
Результирующая вероятность группы элементов может быть определена по формуле (8), а вероятность отказа по (6)
п
р = 1-Пб, • (8)
г=1
Рис.2. Схема параллельного соединения элементов СЭС Второй подход. В случае, когда элементы схемы являются восстанавливаемыми, то есть ремонтопригодными, в расчетах помимо параметра потока отказов (ю) необходимо
рассчитывать также и время восстановления (Т), то есть время, за которое производится
восстановление нормальной работоспособности элемента сети посредством проведения ремонтно -восстановительных работ.
При этом для последовательного соединения восстанавливаемых элементов результирующий параметр потока отказов определиться по формуле (9) как
п
ю = Е ю, • (9)
г=1
Результирующее время восстановления может быть рассчитано по выражению (10):
1 п
Тв = - Е Ю ■ Тв, (10)
ю 1=1
где ю, имеет размерность (1/год), а Тв^ - размерность (час).
При параллельном соединении элементов под параметром потока отказов группы элементов будем понимать следующее
Ю = Ю1 • Кв2 + Ю2 • Кв1 (1/год). (11)
Здесь Ю1, Ю2 - параметры потока отказов, а Кв1 = Ю1 • 7^1 и Кв2 = Ю2 • Тв2 -коэффициенты вынужденных простоев первого и второго элементов схемы соответственно.
Необходимым условием получения корректного значения результирующего параметра потока отказов ю по формуле (11) является соблюдение размерности коэффициентов вынужденного простоя Кв] и Кв2, а именно:
Кв1 = Ю1 •71, Кв2 = Ю2 •Тв2 , (12)
7в2 Тв1
при обязательном выполнении следующего соотношения: Тв1 < Тв2 .
Результирующее время восстановления можно определить по формуле (13)
т = Тв1 'Тв2 (13)
в Тв1 + Тв2 • ( )
Реализация разработанного подхода. Результаты расчетов, анализ и обсуждение.
Ниже изложено применение первого и второго разработанных подходов для расчета схемной надежности конкретного участка электрической сети СЭС нефтепромыслов. В качестве примера был взят типовой промышленный потребитель (К-615), получающий питание от распределительной подстанции 35/6 кВ по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи напряжением 6 кВ. Упрощенная схема электроснабжения исследуемого потребителя показана на рисунке 3.
ПС-35/6 кВ
«К-123» 2х4000 кВА
Ф.123-13
Ф.123-18
КТПНУ-2 2х630 кВА
КТПНУ-1 1000 кВА
К-615
Рис.3. Упрощенная схема электроснабжения потребителя
На основании представленной схемы электроснабжения потребителя составлена блок-схема для расчета ее структурной надежности (рис.4).
Исходными данными для расчета являются параметры потока отказов ^ых элементов сети (ю,) и времена восстановления их нормального состояния (Тв,).
Для однозначного понимания, какой из описанных выше подходов применим для адекватной оценки надежности системы электроснабжения, проведем расчет надежности указанного объекта по методу блок-схем и проанализируем полученные результаты.
Рис.4. Блок-схема для расчета надежности электроснабжения
При использовании указанного метода учитывалось следующее:
■ элемент А представляет собой последовательно соединенные элементы 1, 2, 3, 4, 5, 6, и 7 (рис.4);
■ элемент В - это последовательно соединенные элементы 8, 9, 10, 11;
■ элемент С - это последовательно соединенные элементы 12, 13, 14, а элемент D -последовательно соединенные элементы 15, 16, 17;
■ элемент Е представляет собой параллельное соединение элементов С и D, а элемент F - последовательное соединение элементов В и Е.
■ результирующий элемент R - это параллельно соединенные элементы А и F. Его показатели надежности полностью характеризуют надежность электроснабжения исследуемого потребителя, относительно которого и велось сворачивание схемы.
В процессе расчетов были получены следующие результаты:
1.Если элементы электрической сети представляются в расчетах надежности как не восстанавливаемые, то вероятность безотказной работы потребителя от источника
питания подстанции составит Р1 = 0,9111, а вероятность отказа д1 = 1-0,9111 = 0,0889.
2.Если элементы сети представляются в расчетах надежности как восстанавливаемые, то вероятность безотказной работы потребителя от источника питания подстанции
составит Р1 = 0,81, а вероятность отказа будет составлять = 0,19.
Таким образом, если расчет надежности сети осуществляется с учетом фактора аварийно-восстановительных ремонтных работ на элементах сети (восстанавливаемые элементы), то вероятность отказа увеличивается практически вдвое по сравнению с надежностью сети, представленной в виде не восстанавливаемых элементов.
Дадим объяснение отмеченному факту. Во-первых, увеличивается значение параметра потока отказов в схеме с восстанавливаемыми элементами (к>восстан = 0,21) по
сравнению с не восстанавливаемыми (иневосстан = 0,0862). Это объясняется тем, что
часть отказов может происходить в момент, когда некоторые элементы схемы будут находиться в вынужденном (аварийном) ремонте, что увеличивает суммарный поток отказов. Также увеличивается и время восстановления, поскольку для не восстанавливаемых элементов оно равно времени замены элемента на исправный. Очевидно, что это время значительно меньше времени восстановления работоспособности элемента (элементов) в результате проведения ремонтных работ. Из этого следует, что расчет надежности схемы электроснабжения необходимо производить с обязательным использованием времени восстановления работоспособности элементов.
Следующий шаг исследования касался учета ИТС и оценке его влияния на надежность полной схемы СЭС. Для осуществления сравнительного анализа был рассмотрен прежний расчетный пример (рис.4). Дополнительно вводилось допущение, что на воздушной линии электропередачи (ВЛ) мог возникнуть один из двух одиночных дефектов разной степени критичности. В первом случае, таким дефектом является нарушение габарита (провис проводов), угрожающий схлестыванием (ИТС-1). Во втором случае, в качестве дефекта принимается наличие на краю просеки угрожающего падением одиночного дерева (ИТС-2). Расчеты ИТС для каждого случая выполняются по методике получения обобщенного индекса технического состояния [15]. ИТС характеризует бальные оценки групп параметров технического состояния отдельных функциональных узлов ВЛ в диапазоне от 10 (наилучшая) до 1 (наихудшая). Результаты расчетов ИТС по разработанной методике сведены в таблицу.
Таблица
Расчет ИТС-1 и ИТС-2 по функциональным узлам ВЛ_
Функциональный узел Группа параметров Бальная оценка группы параметров "Вес" группы параметров в оценке узла ИТС функциональных узлов
Опора Крепления опоры, стойки, траверсы, крюка, изолятора на стойке опоры, провода 10 0,3 ВЛ-1 и ВЛ-2 (0,3 10+0,110+0,210+ 0,110+0,310)/10=1
Приставка, стойка, подкос 10 0,1
Траверса, крюк, изолятор на траверсе 10 0,2
Заземляющее устройство 10 0,1
Коммутационные аппараты, разрядники 10 0,3
Пролет Трасса ВЛ 10 (1) 0,3 ВЛ-1 (0,310+0,71)/10=0,37 ВЛ-2 (0,3 1+0,710)/10=0,73
Провод, кабельная вставка 1 (10) 0,7
По результатам выполненных расчетов ИТС функциональных узлов ВЛ вычисляется обобщенный ИТС для каждого из рассматриваемых видов дефекта:
J1 =1-0,334 + 0,37• 0,666 = 0,58 , J2 =1-0,334 + 0,73-0,666 = 0,82 .
Далее следует внести оценку ИТС в значение параметра потока отказов ВЛ. Воздушная линия электропередачи 6 кВ в блок-схеме сети (рис.4) представлена двумя одноцепными ВЛ и фигурирует в виде элементов 4 и 11. В связи с этим необходимо пересчитать Ю4 и юц , введя учет оценок ИТС по формулам (9), (10), (3) и (4).
Получим результирующие показатели надежности для полной схемы электроснабжения в целом с учетом ИТС-1 и ИТС-2.
Для первого случая:
Юсум. = 1,52 1/год.
Тв сум. = 3,41 час
Вероятность безотказной работы полной схемы электроснабжения будет составлять
^сум. = exp(-1,52) = 0,22 .
Вероятность отказа схемы электроснабжения будет при этом
бсум.= 1-0,22 = 0,78 .
Для второго случая:
юсум. = 0,648 1/год.
Тв сум. = 3,74 час.
Вероятность безотказной работы полной схемы электроснабжения получится Рсум. = exp (-0,648) = 0,523.
Вероятность отказа схемы электроснабжения будет составлять
Осум.= 1-0,523 = 0,477.
Анализ полученных результатов показывает, что учет ИТС приводит к увеличению вероятности отказа полной схемы электроснабжения в первом случае, от = 0,19 (
J = 1,0 - состояние идеальное) до Оум = 0,78 (ИТС соответствует значению J1 = 0,58).
Во втором случае, отмечается рост вероятности отказа полной схемы электроснабжения от 0сум. = 0,19 (J = 1,0) до 0сум. = 0,477 (ИТС соответствует значению J2 = 0,82).
Таким образом, полученные результаты расчетов полностью подтверждают приведенные ранее теоретические положения. В частности, чем хуже техническое состояние элемента (элементов) схемы (ниже значение ИТС), тем выше вероятность отказа исследуемой системы электроснабжения.
Выводы:
1. Предложен вероятностный подход к оценке текущего технического состояния оборудования с расчетом ИТС по результатам его диагностического мониторинга и оценка схемной надежности системы электроснабжения на основе использования двух моделей.
2. Убедительно показано, что при расчете схемной надежности СЭС ее элементы необходимо представлять как восстанавливаемые, поскольку вероятность отказа в этой модели в 2 раза выше чем, упрощенное представление этих элементов в виде не восстанавливаемых.
3. Это объясняется тем, что часть отказов может происходить в момент времени, когда некоторые элементы СЭС уже будут находиться в состоянии вынужденного (аварийного) ремонта, что увеличивает суммарный поток отказов. Также время восстановления работоспособности элемента при проведении ремонтных работ гораздо больше, чем их простая замена после отказа у не восстанавливаемых элементов.
4. Расчет индекса технического состояния электрооборудования по результатам диагностического мониторинга различных по критичности дефектов и его учет при оценке схемной надежности СЭС в 4-7 раз увеличивает вероятность нарушения электроснабжения потребителя.
Литература
1. Костюков В.Н., Костюков Ал. Н., Костюков Ан. Н. Мониторинг риска эксплуатации оборудования в реальном времени // Динамика систем, механизмов и машин. 2014. № 2. С. 126-129.
2. Jiang Y., Zhang Zh., McCalley J.D., et al. Risk-based Maintenance Optimization for Transmission
Equipment. Proceedings of the Fifteenth International Conference On Systems Engineering (ISENG 2002), Las Vegas, August 6-8, 2002:1-7.
3. Ndawula, M.B.; Djokic, S.Z.; Hernando-Gil, I. Reliability Enhancement in Power Networks under Uncertainty from Distributed Energy Resources. Energies 2019, 12 (3), p. 531.
4. Nordgard D.E., Samdal K. Establishing risk-based maintenance strategies for electricity distribution companies. Available at: https://www.sintef.no/globalassets/project/riskdsam/esrel09-establishing.pdf.
5. H. Hashemi-Dezaki, H. Askarian-Abyaneh, H. Haeri-Khiavi Reliability optimization of electrical distribution systems using internal loops to minimize energy not-supplied (ENS). Jornal of Applied Research and Technology. 13 (2015):416-424.
6. Горелик А.В., Тарадин Н.А., Веселова А.С., др. Оценка качества технической эксплуатации систем железнодорожной автоматики и телемеханики // Автоматика на транспорте. 2017. № 3. С. 319334.
7. Чернев М.Ю. Анализ надежности схем электроснабжения на примере Астраханского газоперерабатывающего завода // Промышленная энергетика. 2017. № 8. С. 16-22.
8. Singh K. Electricity Network Reliability Optimization. . Available at: https://hobbydocbox.com/77076786-Radio/Electricity-network-reliability-optimization.html.
9. Ажмухамедов И.М., Гостюхин Ю.А. Выбор стратегии технического обслуживания и ремонта оборудования сетей связи на предприятиях нефтегазового комплекса // Инженерный вестник Дона. 2017. № 2. Доступно по: ivdon.ru/ru/magazine/archive/2ny2017/4202.
10. Лесных В. В., Тимофеева Т. Б., Петров В. С. Проблемы оценки экономического ущерба, вызванного перерывами в электроснабжении // Экономика региона. 2017. Т. 13. № 3. С. 847-858. doi 10.17059/2017-3-17.
11. Обоскалов В.П. Проблемы расчета структурной надежности систем электроснабжения с использованием вероятностного эквивалентирования // Электричество. 2015. № 12. С. 4-12.
12. Байдюк М.А., Комарова Г.В. Оценка технического состояния и надежности электрических машин // Известия СПбГЭТУ "ЛЭТИ". 2019. № 3. С. 78-84.
13. Викторова В.С., Степанянц А.С. Модели и методы расчета надежности технических систем. М.: ЛЕНАНД, 2016. 256 с.
14. Надежность систем энергетики: Проблемы, модели и методы их решения / А.Ф. Дьяков, В.А. Стенников, С.М. Сендеров и др; отв. Ред. Н.И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2014. 284 с.
15. Левин В.М. Управление ремонтами оборудования в системах электроснабжения нефтепромыслов // Электрооборудование:эксплуатация и ремонт. 2019. № 6. С. 41-44.
Авторы публикации
Секретарев Юрий Анатольевич - д-р техн. наук, профессор, профессор кафедры Системы электроснабжения предприятий, Новосибирский государственный технический университет.
Левин Владимир Михайлович - д-р техн. наук, доцент, заведующий кафедрой Автоматизированных электроэнергетических систем, Новосибирский государственный технический университет.
References
1. Kostyukov V.N., Kostyukov Al. N., Kostyukov An. N. Monitoring riska ekspluatacii oborudovaniya v real'nom vremeni. Dinamika sistem, mekhanizmov i mashin. 2014;2:126-129.
2. Jiang Y, Zhang Zh, McCalley J.D, et al. Risk-based Maintenance Optimization for Transmission Equipment. Proceedings of the Fifteenth International Conference On Systems Engineering (ISENG 2002), Las Vegas, August 6-8, 2002: 1-7.
3. Ndawula, M.B; Djokic, SZ; Hernando-Gil, I. Reliability Enhancement in Power Networks under Uncertainty from Distributed Energy Resources. Energies 2019;2 (3):531.
4. Nordgard DE, Samdal K. Establishing risk-based maintenance strategies for electricity distribution companies. Available at: https://www.sintef.no/globalassets/project/riskdsam/esrel09-establishing.pdf. Accessed: 28 Oct 2019.
5. H. Hashemi-Dezaki, H. Askarian-Abyaneh, H. Haeri-Khiavi Reliability optimization of electrical distribution systems using internal loops to minimize energy not-supplied (ENS). Jornal of Applied Research and Technology. 13 (2015):416-424.
6. Gorelik AV, Taradin NA, Veselova AS, Soldatov DV. Ocenka kachestva tekhnicheskoj ekspluatacii sistem zheleznodorozhnoj avtomatiki i telemekhaniki. Avtomatika na transporte. 2017;3: 319-334.
7. Chernev MYu. Analiz nadezhnosti skhem ehlektrosnabzheniya na primere Astrakhanskogo gazopererabatyvayushchego zavoda. Promyshlennaya ehnergetika. 2017;8:16-22.
8. Singh K. Electricity Network Reliability Optimization. Available at: https://hobbydocbox.com/77076786-Radio/Electricity-network-reliability-optimization.html.
9. Azhmuhamedov IM, Gostyuhin YUA. Vybor strategii tekhnicheskogo obsluzhivaniya i remonta oborudovaniya setej svyazi na predpriyatiyah neftegazovogo kompleksa. Inzhenernyj vestnik Dona. 2017;2. Dostupno po: ivdon.ru/ru/magazine/archive/2ny2017/4202.
10. Lesnyh VV, Timofeeva TB, Petrov VS. Problemy ocenki ekonomicheskogo ushcherba, vyzvannogo pereryvami v elektrosnabzhenii. Ekonomika regiona. 2017;13(3):847-858. doi 10.17059/2017-3-17.
11. Oboskalov VP. Problemy rascheta strukturnoj nadezhnosti sistem elektrosnabzheniya s ispol'zovaniem veroyatnostnogo ekvivalentirovaniya. Elektrichestvo. 2015;12:4-12.
12. Bajdyuk MA, Komarova GV. Ocenka tekhnicheskogo sostoyaniya i nadezhnosti elektricheskih mashin. Izvestiya SPbGETU "LETI". 2019;3:78-84.
13. Viktorova VS, Stepanyanc AS. Modeli i metody rascheta nadezhnosti tekhnicheskih sistem. M.: LENAND, 2016. P. 256.
14. D'yakov AF, Stennikov VA, Senderov SM i dr. Nadezhnost' sistem ehnergetiki: Problemy, modeli i metody ikh resheniya. otv. red. N.I. Voropai. Novosibirsk:Nauka, 2014. P. 284
15. Levin VM. Upravlenie remontami oborudovaniya v sistemakh ehlektrosnabzheniya neftepromyslov. Ehlektrooborudovanie: ehkspluatatsiya i remont. 20196:41-44.
Authors of the publication
Yuri A Sekretarev - Novosibirsk State Technical University, Novosibirsk, Russia. Vladimir M. Levin - Novosibirsk State Technical University, Novosibirsk, Russia.
Поступила в редакцию 20 сентября 2019г.
