СЕТИ РОССИИ
48
э
л
е
к
т
р
о
с
н
а
б
ж
е
н
и
е
электроснабжение
В
зарубежной
практике
понятие
ка
-
тегории
конечного
потребителя
от
-
сутствует
.
Для
определения
надеж
-
ности
электроснабжения
конечных
потребителей
используется
система
показа
-
телей
:
– SAIFI (System Average Interruption Frequen-
cy Index —
средняя
частота
появления
повреждений
в
системе
) —
характеризует
среднее
число
раз
в
год
,
когда
конеч
-
ные
потребители
теряли
электроснаб
-
жение
;
–
С
AIFI
(Customer Average Interruption Fre-
quen cy Index —
средняя
частота
отключения
одного
конечного
потребителя
) —
характе
-
ризует
в
среднем
количество
отключений
одного
конечного
потребителя
;
SAIFI
измеряется
в
единицах
перерывов
на
одного
конечного
потребителя
.
Эти
из
-
мерения
обычно
проводятся
в
течение
года
,
и
в
соответствии
со
стандартом
IEEE 1366-
1998
медианное
значение
для
североаме
-
риканских
предприятий
составляет
около
1,10
перерыва
на
одного
конечного
потреби
-
теля
.
Первый
показатель
характеризует
надеж
-
ность
системы
электроснабжения
в
целом
,
второй
—
надежность
электроснабжения
от
-
дельно
взятого
конечного
потребителя
.
В
практике
российских
электросетевых
компаний
используются
аналогичные
пока
-
затели
:
•
А
—
среднее
(
математическое
ожидание
)
количество
внезапных
отключений
конеч
-
ного
потребителя
в
течение
года
,
откл
./
год
;
•
Т
—
средняя
(
математическое
ожидание
)
продолжительность
одного
внезапного
отключения
конечного
потребителя
,
ч
/
откл
.
Интегральный
измеритель
надежности
электроснабжения
конечного
потребите
-
ля
—
средняя
(
математическое
ожидание
)
суммарная
продолжительность
внезапных
отключений
за
один
год
,
ч
/
год
:
Т
г
=
А
×
Т
.
Пусть
А
= 15
откл
./
год
,
Т
= 6
ч
/
откл
.,
тогда
Т
г
= 15 × 6 = 90
ч
/
год
.
Вероятность
надежного
электроснабже
-
ния
конечного
потребителя
:
1 – 90/8760 = 98,97%.
Существуют
следующие
разновидности
показателей
надежности
электроснабжения
конечных
потребителей
:
•
А
р
,
Т
р
—
расчетное
среднее
значение
(
математическое
ожидание
)
количества
внезапных
отключений
в
течение
года
,
откл
./
год
,
и
расчетное
среднее
значение
(
математическое
ожидание
)
продолжи
-
тельности
одного
внезапного
отключения
,
ч
/
откл
.;
•
А
ф
,
Т
ф
—
фактическое
значение
количе
-
ства
внезапных
отключений
в
течение
года
,
откл
./
год
,
и
фактические
значения
продолжительности
внезапных
отключе
-
ний
,
ч
/
откл
;
•
А
н
,
Т
н
—
расчетное
значение
количества
внезапных
отключений
,
откл
./
год
,
и
рас
-
четное
значение
продолжительности
одного
внезапного
отключения
,
ч
/
откл
.,
утверждаемые
как
нормативы
;
•
А
д
,
Т
д
—
договорное
значение
количе
-
ства
внезапных
отключений
,
откл
./
год
,
и
договорное
значение
продолжитель
-
ности
одного
внезапного
отключения
,
ч
/
откл
.,
указываемые
в
договоре
с
конеч
-
ным
потребителем
,
ч
/
откл
.
Расчет показателей
надежности
электроснабжения
конечных потребителей
Олег ТЕРЕШКО, д.т.н., профессор Корпоративного
энергетического университета
49
Рис
. 1.
Общая
расчетная
схема
ШАН
(
шины
абсолютной
надежности
)
Канал
электроснабжения
Шины
0,4
кВ
конечного
потребителя
МЕТОДИКА
РАСЧЕТА
СРЕДНЕГО
ЗНАЧЕНИЯ
(
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ
ОЖИДАНИЕ
)
КОЛИЧЕСТВА
ВНЕЗАПНЫХ
ОТКЛЮЧЕНИЙ
КОНЕЧНОГО
ПОТРЕБИТЕЛЯ
В
ТЕЧЕНИЕ
ГОДА
(
А
р
,
ОТКЛ
./
ГОД
)
Зачем
нужен
такой
расчет
?
В
первую
оче
-
редь
—
для
расчета
экономической
эффектив
-
ности
мероприятий
по
повышению
надежности
.
Например
,
на
ВЛ
10
кВ
заменили
все
изношен
-
ные
деревянные
опоры
на
железобетонные
.
Как
изменилась
надежность
?
Заменили
на
ВЛ
10
кВ
алюминиевый
провод
А
-25
на
АС
-50.
Потери
уменьшились
,
а
как
по
-
высилась
надежность
?
Установили
на
ВЛ
10
кВ
реклоузер
.
Чему
равен
экономический
эффект
,
и
когда
окупятся
затраты
?
Этот
расчет
методически
прост
,
главная
трудность
заключается
в
его
информационном
обеспечении
.
На
рисунке
1
представлена
расчетная
схема
методики
.
Для
расчета
надежности
на
шинах
0,4
кВ
ко
-
нечного
потребителя
с
достаточной
для
прак
-
тических
целей
точностью
можно
принять
в
ка
-
честве
ШАН
шины
6–20
кВ
трансформаторных
подстанций
35–110/6–20
кВ
.
Для
конечных
по
-
требителей
на
напряжении
0,4
кВ
канал
элек
-
троснабжения
состоит
из
трех
составляющих
(
рисунок
2).
Каждая
составляющая
канала
электро
-
снабжения
состоит
из
элементов
.
Для
каждого
элемента
известна
удельная
повреждаемость
и
количество
элементов
,
находящихся
в
дан
-
ной
составляющей
канала
(
таблица
1).
Табл
. 1.
Удельные
повреждаемости
элементов
ВЛ
6–20
кВ
(
фрагмент
справочных
данных
),
промилле
/
год
Элемент
Условное
обозначение
Исправный
элемент
Дефектный
элемент
Закрепление
опоры
в
грунте
W1
0,12
0,42
Деревянный
элемент
опоры
W2
1,33
5,56
Железобетонная
приставка
W3
1,24
4,63
Железобетонная
опора
W4
0,92
3,98
Изолятор
фарфоровый
W5
0,43
1,27
Изолятор
стеклянный
W6
1,18
3,34
Крепление
провода
W7
0,22
0,81
Провод
алюминиевый
35
мм
2
и
ниже
(
промилле
/
км
•
год
)
W8
20,46
75,07
Провод
алюминиевый
50
мм
2
и
выше
(
промилле
/
км
•
год
W9
14,53
30,89
Провод
сталеалюминиевый
(
промилле
/
км
•
год
W10
11,29
30,89
ШАН
(
шины
абсолютной
надежности
)
ВЛ
6–20
кВ
ТП
6–20/0,4
кВ
ВЛ
0,38–20
кВ
Шины
0,4
кВ
конечного
потребителя
Рис
. 2.
Детализированная
расчетная
схема
№
3 (36) 2016
50
СЕТИ РОССИИ
Рис
. 3.
Расчетная
модель
ВЛ
10
кВ
при
установке
одно
-
го
АСА
ЛВ
АСА
Секция
№
1
Секция
№
2
КП
-2
КП
-1
Общая
формула
расчета
:
А
i
= (
W
i
×
N
i
)/1000,
откл
./
год
, (1)
где
A
i
—
количество
внезапных
отключений
конечного
потребителя
из
-
за
повреждений
элементов
i
-
го
вида
;
W
i
—
удельная
повреждаемость
элементов
i
-
го
вида
,
промилле
/
год
(
промилле
—
одна
тысячная
);
N
i
—
количество
элементов
i
-
го
вида
.
Имеются
аналогичные
справочные
данные
об
удельной
повреждаемости
элементов
ТП
6–20/0,4
кВ
и
ВЛ
0,38
кВ
.
Произведем
расчет
А
р
для
канала
электроснаб
-
жения
конечного
потребителя
,
паспортные
харак
-
теристики
которого
приведены
в
таблице
2.
Используя
формулу
(1),
получим
:
А
р
=
А
лв
+
А
тп
+
А
лн
= (2,54 + 0,12 + 3,35) + (0,28) +
(0,30) = 6,01 + 0,28 + 0,30 = 6,59
откл
./
год
.
Предположим
,
что
все
деревянные
стойки
на
ВЛ
10
кВ
дефектные
.
Удельная
повреждаемость
дефектных
деревянных
стоек
W
2
= 5,56
промилле
/
год
.
Повторяем
расчет
:
А
р
= 4,23 + 0,12 +3,63 +0,3 = 8,28
откл
./
год
(
увеличение
на
26%).
Рассмотрим
влияние
автоматического
секцио
-
нирования
и
резервирования
ВЛ
6–20
кВ
.
Пусть
на
нашей
ВЛ
10
кВ
в
средней
точке
установлен
один
автоматический
секционирующий
аппарат
(
АСА
),
разделяющий
ВЛ
на
две
секции
(
рисунок
3).
При
КЗ
на
секции
№
1
отключается
линейный
выключатель
ЛВ
и
оба
конечных
потребителя
КП
-1
и
КП
-2
обесточены
.
При
КЗ
на
секции
№
2
от
-
ключается
АСА
и
обесточен
только
КП
-2.
Оценим
техническую
эффективность
автоматического
сек
-
ционирования
.
Принимая
равновероятным
возник
-
новение
КЗ
на
секциях
№
1
и
2,
получим
:
А
рс
1
= 0,5 × 6,59 = 3,30
откл
./
год
;
А
рс
2
= 6,59
откл
./
год
.
Рассмотрим
установку
двух
АСА
.
ВЛ
делится
на
3
секции
.
Тогда
отключаемость
секций
будет
сле
-
дующей
:
А
рс
1
= (1/3) × 6,59 = 2,20
откл
./
год
;
А
рс
2
= (1/2) × 6,59 = 3,30
откл
./
год
;
А
рс
3
= 6,59
откл
./
год
.
Для
прогнозирования
возникновения
заданного
количества
внезапных
отключений
конечного
по
-
требителя
используются
таблицы
закона
Пуассона
.
МЕТОДИКА
РАСЧЕТА
СРЕДНЕГО
ЗНАЧЕНИЯ
(
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ
ОЖИДАНИЕ
)
ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ
ОДНОГО
ВНЕЗАПНОГО
ОТКЛЮЧЕНИЯ
КОНЕЧНОГО
ПОТРЕБИТЕЛЯ
(
Т
р
),
Ч
/
ОТКЛ
.
В
номенклатуре
мероприятий
по
повышению
на
-
дежности
есть
мероприятия
,
которые
влияют
толь
-
ко
на
продолжительность
внезапных
отключений
конечных
потребителей
(
установка
на
ВЛ
6–20
кВ
секционирующих
аппаратов
,
оборудование
ВЛ
6–20
кВ
индикаторами
КЗ
и
т
.
п
.).
Для
внезапных
отключений
ВЛ
6–20
кВ
исполь
-
зуется
моделирование
процесса
устранения
КЗ
:
T
р
=
t
1
+
t
2
+
t
3
+
t
4
+
t
5
+
t
6
+
t
7
+
t
8
+
t
9
+
t
10
+
t
11
+
t
12
+
t
13
,
ч
/
откл
., (2)
где
t
1
—
промежуток
времени
от
момента
внезапного
от
-
ключения
ЛВ
до
момента
поступления
информации
об
отключении
к
диспетчеру
;
t
2
—
промежуток
времени
от
момента
поступления
информации
об
отключении
к
диспетчеру
до
момен
-
та
выезда
оперативной
бригады
(
ОБ
);
Табл
. 2.
Фрагмент
паспортных
данных
канала
электроснабжения
конечного
потребителя
Элемент
Количество
элементов
ВЛ
10
кВ
(20
км
, 400
опор
,
деревянные
стойки
на
железобетонных
приставках
,
провод
АС
-50,
подключено
18
КТП
,
дефектов
нет
)
Закрепление
опоры
в
грунте
400
Деревянный
элемент
опоры
400
Железобетонная
приставка
400
Изолятор
фарфоровый
1200
Крепление
провода
1200
Провод
сталеалюминиевый
,
км
60
КТП
10/0,4
кВ
РУ
10
кВ
18
Силовой
трансформатор
1
РУ
0,4
кВ
1
ВЛ
0,38
кВ
(800
м
,
неизолированный
провод
,
17
ответвлений
к
вводам
в
здания
,
дефектов
нет
)
ВЛ
0,38
кВ
0,8
Ответвление
от
ВЛ
к
вводу
в
здание
17
51
Рис
. 4.
Модель
ВЛ
10
кВ
без
устройств
секционирования
и
резервирования
ЛВ
КП
-2
КП
-1
Рис
. 5.
Модель
ВЛ
10
кВ
с
одним
ручным
секционирую
-
щим
аппаратом
ЛВ
КП
-2
РСА
КП
-1
t
3
—
промежуток
времени
от
момента
выезда
ОБ
до
прибытия
к
отключившемуся
ЛВ
;
t
4
—
промежуток
времени
от
момента
прибытия
ОБ
к
отключившемуся
ЛВ
до
момента
обнаружения
по
-
врежденной
секции
ВЛ
;
t
5
—
промежуток
времени
от
момента
обнаружения
поврежденной
секции
ВЛ
до
момента
подачи
напря
-
жения
на
неповрежденные
секции
ВЛ
;
t
6
—
промежуток
времени
от
момента
пода
-
чи
напряжения
на
неповрежденные
секции
ВЛ
до
момента
прибытия
ОБ
к
поврежденной
секции
ВЛ
;
t
7
—
промежуток
времени
от
момента
прибытия
ОБ
к
поврежденной
секции
до
момента
обнаружения
места
КЗ
;
t
8
—
промежуток
времени
от
момента
обнаружения
места
повреждения
до
момента
поступления
инфор
-
мации
о
месте
и
характере
КЗ
к
дис
петчеру
;
t
9
—
промежуток
времени
от
момента
поступления
информации
о
месте
и
характере
КЗ
к
диспетчеру
до
момента
поступления
данной
информации
к
ремонт
-
ной
бригаде
(
РБ
);
t
10
—
промежуток
времени
от
момента
поступления
информации
к
РБ
до
момента
выезда
РБ
к
месту
КЗ
;
t
11
—
промежуток
времени
от
момента
выезда
РБ
к
месту
КЗ
до
момента
прибытия
РБ
к
месту
КЗ
;
t
12
—
промежуток
времени
от
момента
прибытия
РБ
к
месту
КЗ
до
момента
окончания
ремонтных
работ
по
устранению
КЗ
;
t
13
—
промежуток
времени
от
момента
окончания
ре
-
монтных
работ
по
устранению
КЗ
до
момента
подачи
напряжения
на
отремонтированную
секцию
.
Рассмотрим
ВЛ
10
кВ
без
устройств
сек
цио
-
ни
ро
вания
и
резервирования
в
виде
магистрали
(
без
отпаек
).
Протяженность
L
равна
20
км
,
скорость
переезда
ОБ
от
РДП
к
ЛВ
—
V
1
равна
35
км
/
ч
,
скорость
переезда
ОБ
пос
-
ле
окончания
ремонтных
работ
к
ПС
—
V
2
равна
15
км
/
ч
;
скорость
переезда
ОБ
при
по
-
иске
места
КЗ
—
V
3
равна
5
км
/
ч
,
скорость
пере
-
езда
РБ
от
РДП
к
месту
КЗ
—
V
4
равна
30
км
/
ч
.
Расстояние
(
по
маршруту
переезда
)
от
РДП
до
ЛВ
—
R
равно
38
км
.
На
ПС
имеется
телесигна
-
лизация
.
Установленная
мощность
КП
-1
равна
500
кВА
,
установленная
мощность
КП
-2 — 500
кВА
(
рисунок
4).
Рассчитываем
составляющие
T
1
и
T
2
.
В
данной
схеме
эти
показатели
будут
одинаковы
.
t
1
= 0;
t
2
—
принимается
равным
0,26
ч
/
откл
.;
t
3
= R/V1,
ч
/
откл
.;
t
4
= 0;
t
5
= 0;
t
6
= 0;
t
7
= (
L
/2)/(
V
3
),
ч
/
откл
.;
t
8
—
принимается
равным
0,09
ч
/
откл
.;
t
9
—
принимается
равным
0,15
ч
/
откл
.;
t
10
—
принимается
равным
0,63
ч
/
откл
.;
t
11
= (
R
+
L
/2)/
V
4
= (38 + 20/2)/30 = 1,6
ч
/
откл
.;
t
12
—
принимается
равным
1,11
ч
/
откл
.;
t
13
= (
L
/2)/
V
2
= (20/2)/15 = 0,67
ч
/
откл
.
Т
1
=
Т
2
= 0 + 0,26 + 1,09 + 0 + 0 + 0 + 2,0 + 0,09 +
0,15 + 0,63 + 1,6 + 1,11 + 0,67 = 7,6
ч
/
откл
.
Рассмотрим
ВЛ
10
кВ
с
установкой
одного
руч
-
ного
секционирующего
аппарата
(
РСА
)
в
центре
ВЛ
(
рисунок
5).
В
этом
случае
ВЛ
разделяется
на
две
секции
и
Т
1
и
Т
2
будут
различны
.
В
такой
схеме
опе
-
ративные
действия
ОБ
будут
следующими
:
–
ручное
повторное
включение
(
РПВ
)
ЛВ
;
–
если
РПВ
неуспешное
,
ОБ
по
команде
диспетче
-
ра
перемещается
к
РСА
и
отключает
его
;
–
ОБ
возвращается
к
ЛВ
и
производит
РПВ
.
Если
РПВ
неуспешное
,
то
КЗ
до
РСА
.
Если
РПВ
успеш
-
ное
,
то
КЗ
за
РСА
.
Рассчитываем
составляющие
Т
1
(
для
первой
секции
):
t
1
,
t
2
,
t
3
—
не
изменяются
:
t
1
= 0;
t
2
—
принимается
равным
0,26
ч
/
откл
.;
t
3
=
R
/
V
1
= 38/35 = 1,09
ч
/
откл
.;
t
1
=
L
/
V
2
= 20/15 = 1,33
ч
/
откл
.;
t
5
= 0;
t
6
= 0;
t
7
= (
L
)/(
V
3
)/4 = 20/5/4 = 1,0
ч
/
откл
.;
t
8
+
t
9
+
t
10
+
t
11
+
t
12
+
t
13
= 0,5 × (0,09 + 0,15 +
0,63 +
L
/4/
V
2
)= 0,6
ч
/
откл
.
T
1
= 0 + 0,26 + 1,09 + 1,33 + 0 + 0 + 0,5 + 0,6 =
3,78
ч
/
откл
.
По
сравнению
со
схемой
без
секционирования
и
резервирования
T
1
уменьшилось
на
50%,
T
2
оста
-
лось
на
прежнем
уровне
— 7,6
ч
/
откл
.
№
3 (36) 2016
52
СЕТИ РОССИИ
Разработаны
аналогичные
методики
расчета
Т
при
установке
на
ВЛ
6–20
кВ
ручного
резервирую
-
щего
аппарата
(
РРА
),
автоматического
секциони
-
рующего
аппарата
(
АСА
)
и
автоматического
резер
-
вирующего
аппарата
(
АРА
).
Определим
аварийный
простой
трансформа
-
торной
мощности
конечных
потребителей
для
двух
вариантов
схемы
ВЛ
10
кВ
.
ВЛ
без
секционирования
и
резервирования
:
А
1
= 6,59
откл
./
год
;
T
1
= 7,6
ч
/
откл
.;
А
2
= 6,59
откл
./
год
;
T
2
= 7,6
ч
/
откл
. ;
П
1
=
А
1
×
T
1
× 500 = 6,59 × 7,6 × 500 =
25 042
кВА
•
ч
/
год
;
П
2
=
А
2
×
T
2
× 500 = 6,59 × 7,6 × 500 =
25 042
кВА
•
ч
/
год
.
Суммарный
простой
:
П
=
П
1
+
П
2
= 25 042 + 25 042 = 50 084
кВА
•
ч
/
год
.
ВЛ
с
одним
РСА
:
П
1
= 6,59 × 3,78 × 500 = 12 455
кВА
•
ч
/
год
;
П
2
= 6,59 × 7,6 × 500 = 25 042
кВА
•
ч
/
год
.
Суммарный
простой
:
П
=
П
1
+
П
2
= 12 455 + 25 042 = 37497
кВА
•
ч
/
год
.
ВЫВОД
Установка
одного
РСА
на
ВЛ
6–20
кВ
снижает
суммарный
аварийный
простой
конечных
потреби
-
телей
на
25%.
Рассмотрим
модель
ВЛ
10
кВ
с
одной
отпайкой
суммарной
протяженностью
L
без
устройств
сек
-
ционирования
и
резервирования
.
Протяженности
каждого
участка
одинаковы
и
равны
L
/3.
Считаем
равновероятными
возникновения
КЗ
на
любом
участке
.
Для
данной
модели
изменяется
только
одна
составляющая
продолжительности
внезапного
отключения
конечного
потребителя
—
t
7
(
про
-
межуток
времени
от
момента
прибытия
ОБ
к
ЛВ
до
момента
обнаружения
места
КЗ
).
Расчет
значения
составляющей
t
7
производится
мето
-
дом
имитационного
моделирования
,
когда
воз
-
никновение
КЗ
имитируется
на
каждом
участке
ВЛ
10
кВ
(
рисунок
6).
Имитируем
возникновение
КЗ
на
участке
0–1,
вероятность
такого
события
равна
1/3.
Среднее
расстояние
,
которое
проезжает
ОБ
,
в
данном
слу
-
чае
равно
(
L
/3)/2
и
средняя
продолжительность
поиска
места
КЗ
:
t
7
= (
L
/3)/(2
V
3
),
ч
/
откл
.
Имитируем
возникновение
КЗ
на
участке
1–2,
вероятность
такого
события
равна
1/3.
Среднее
расстояние
,
которое
проезжает
ОБ
,
в
данном
слу
-
чае
равно
:
L
/3 + (
L
/3)/2
и
средняя
продолжительность
поиска
места
КЗ
:
t
7
= [ (
L
/3) + (
L
/3)/2 ]/
V
3
,
ч
/
откл
.
Имитируем
возникновение
КЗ
на
участке
2–3,
вероятность
такого
события
равна
1/3.
Среднее
расстояние
,
которое
проезжает
ОБ
,
в
данном
слу
-
чае
равно
:
L
/3 +
L
/3 +
L
/3 + (
L
/3)/2
и
средняя
продолжительность
поиска
места
КЗ
:
t
7
= [
L
/3 +
L
/3 +
L
/3 + (
L
/3)/2 ]/
V
3
,
ч
/
откл
.
Таким
образом
,
среднее
значение
(
математиче
-
ское
ожидание
)
продолжительности
поиска
места
КЗ
для
данной
модели
составит
:
t
7
= 1/3(
L
/3)/(2
V
3
) + 1/3[ (
L
/3) + (
L
/3)/2 ]/
V
3
+ 1/3[
L
/3 +
L
/3 +
L
/3 + (
L
/3)/2 ]/
V
3
= 11
L
/18
ч
/
откл
.
Сравнение
полученного
результата
с
анало
-
гичным
показателем
для
модели
на
рисунке
3
по
-
казывает
,
что
наличие
одной
отпайки
на
ВЛ
10
кВ
увеличивает
продолжительность
поиска
места
КЗ
на
22%.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1.
Планирование
мероприятий
по
повышению
надежности
электроснабжения
конечных
по
-
требителей
должно
в
обязательном
порядке
сопровождаться
расчетами
изменения
показа
-
телей
надежности
.
2.
Различные
мероприятия
по
повышению
надеж
-
ности
электроснабжения
конечных
потребите
-
лей
оказывают
различное
влияние
на
показате
-
ли
надежности
.
3.
Расчеты
показателей
надежности
электроснаб
-
жения
конечных
потребителей
в
реальных
се
-
тях
возможны
только
при
условии
автоматиза
-
ции
данных
расчетов
на
ПЭВМ
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
О
.
А
.
Терешко
.
Методика
расчета
показателей
надежности
электроснабжения
сельскохозяй
-
ственных
потребителей
.
Учебно
-
методическое
пособие
//
ВИПКэнерго
, 1991.
Рис
. 6.
Модель
ВЛ
10
кВ
с
одной
отпайкой
без
устройств
секционирования
и
резервирования
КП
-2
Участок
1
Участок
2
Участок
0
Участок
3
КП
-1
Оригинал статьи: Расчет показателей надежности электроснабжения конечных потребителей
В статье предложены методики расчета среднего значения (математического ожидания) количества внезапных отключений конечного потребителя в течение года и расчета среднего значения (математического ожидания) продолжительности одного внезапного отключения конечного потребителя и представлены детализированные расчетные схемы методик для планирования мероприятий по повышению надежности электроснабжения конечных потребителей.
