автореферат диссертации по процессам и машинам агроинженерных систем, 05.20.02, диссертация на тему:Повышение эксплуатационной надежности электроснабжения сельскохозяйственного производства

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ИЖТИГУТ ИНЖЕНЕРОВ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА имени а а ГОРЯЧКИНА

На правах рукописи

ТЕРЕШКО ОЛЕГ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ЮВЫШЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА

Специальность 05.20.02 - Электрификация сельскохозяйственного

производства

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва-1991

Работа выполнена в фирме по наладке,совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей "СРГРЭС".

Научный консультант: доктор технических наук,профессор М. С. ЛЕВИН

Официальные оппоненты: доктор технических наук,профессор

Д. С. Стребков

доктор технических наук,профессор ЕЕ ЗОРИН

доктор технических наук,доцент Т. Е Лещинская

Ведущее предприятие: институт "Сельэнергопроект"

Защита состоится " О "i 199 £ г. в УЗ ч. ОО мин, в ауд. А&*<ииО:на заседании специализированного совета Д 120.12.01 Московского ордена Трудового Красного Знамени института инженеров сельскохозяйственного производства имени Е IL Горячкина.

Адрес: 127550 Москва, Тимирязевская ул. , д. 58, совет МИИСП С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ЫИИСП.

Автореферат разослан "£3" •/2. 199 4 г.

Е А. Очковский

Ученый секретарь специализированного совета Д 120.12.01, кандидат технических наук,, доцент

• ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

^Дк^у&кьность темы. Протяженность сельских линий электропередачи апряжёнйёк 0,38-20 кВ в настоящее время превышает 3,7 млн. км,что оставляет 74 X общей протяженности линий электропередачи Минэнерго ССР.Количество трансформаторных подстанций 6. ..10/0,4 кВ в сельс-ой местности превышает 840 тыс. шт. В электросетевых подразделениях траеди,осуществляющих эксплуатацию (капитальный ремонт,техническое : оперативное обслуживание) сельских электрических сетей (СЭС) растает около 190 тыс. чел. Ежегодные затраты на эксплуатацию СЭС сос-авляюгг свыше 300 млн. руб и имеют устойчивую тенденцию к увеличена). Об"емы нового строительства СЭС не превышают 3 % об"емов СЭС, [аходящихсн в эксплуатации.

ЦгаСлемы функционирования электрических сетей с научной точки фения освещены гораздо уже,чем проблемы развития систем электрос-[абжения. Известен ряд научных работ в области диспетчерского управ-юния электрическими сетями (выбор закона регулирования напряжения, эптимизация существующей схемы сетей 6... 10 кВ с целью снижения потерь электроэнергии и т. п.). Однако текущие задачи технического обс-пуживания и капитального ремонта СЭС, составляющие основу эксплуатации, в научной литературе практически не освещены. Весомый вклад в теорию перспективных задач эксплуатации электрических сетей внесен Р. Я. Федосенко. Научные исследования и разработки И. А. Будзко,М. С. Левина, а Л. Гаусса, Д. а Холмс кого, в. а Тисленко посвящены задачам управ-пения надежностью СЭС на проектной стадии. Широко известны работы И. Г. Варга и а Н. Андриевского в области совершенствования эксплуатации электрических сетей напряжением 35 кВ и выше.

Перевод электроэнергетики на новые условия хозяйствования поставил злегсгросетевые подразделения отрасли (предприятия и районы электрических сетей) в сложное положение. Выполнение мероприятий по повышению надежности СЭС (телемеханизация,автоматизация,секционирование, резервирование, капитальный ремонт и т.п.) требуют затрат трудовых, материальных и финансовых ресурсов энергоснабжающих организаций, что об"ективно ведет к увеличению себестоимости энергии и снижению рентабельности. Проведенный анализ производственно-хозяйственной деятельности электросетевых подразделений показал,что текущие

задачи эксплуатации СЭС решаются на основе нормативных требований различного рода и использование оптимальных методов на практике не представляется возможным вследствие отсутствия формализованной целевой функции.

В диссертации обобщены исследования автора в области разработ ки и внедрения научных основ текущих задач эксплуатации СЭС. Решени данной проблемы заключается в технико-экономическом подходе к реше нив основной задачи элекгросетевсго подразделения: обеспечение надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

Характер и направление исследований соответствует целям и задачам научно-технических программ: 0.51.21-в части разработки и вне дрения новых методов электрификации сельского хозяйства; 0.01.05-в направлении повышения надежности и эффективности электрических сетей; 0.80.02-б области разработки и внедрения автоматизированной системы управления Минэнерго СССР (ОАСУ-энергия).

Об"ектом исследования является система эксплуатации СЭС,представляющая собой основу производственной деятельности злектросете-вых подразделений.

Предметом исследования является проблема создания методов экс плуатации СЭС,основанных на технико-экономических принципах.

Цель диссертационной работы заключается в разработке и внедре нии научно обоснованных методов решения текущих задач эксплуатации СЭС,обеспечивающих требования сельскохозяйственного производства и надежности электроснабжения. Для достижения данной цели необходимо решить следующие задачи:

-формализовать целевую функцию эксплуатации; -классифицировать и провести анализ текущих задач эксплуатации на различных иерархических уровнях;

-разработать методы расчета и оптимизации целевой функции эксплуатации;

-разработать и внедрить комплекс программных средств в рамках автоматизированной многоуровневой системы управления экспдуатг цией.

Методика исследования основана на стохастическом имитационном моделировании электросетевых об"ектов и системы обслуживания СЭС.

Использованы положения теории марковских процессов,методы теории принятия решений,теории вероятностей и теории массового обслуживания.

Достоверность разработанных научных положений,методик,алгоритмов, выводов и рекомендаций диссертации подтверждается результатами внедрения на различных уровнях управления эксплуатацией СЗС.

Научная новизна. На основе теории принятия решений установлены закономерности управления эксплуатационной надежностью электроснабжения сельскохозяйственного производства

Научно обоснована система договорной экономической ответственности за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, основными элементами которой являются методика расчета региональной шкалы скидок и надбавок к тарифу (тарифного меню) за надежность и методика выбора оптимальных договорных значений показателей надежности электроснабжения.

Разработаны алгоритмы расчета и многофакторной оценки надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей в условиях эксплуатации.

Обоснованы принципы оптимизации годового планирования капитального ремонта методами динамического программирования,в которых капитальный ремонт рассматривается как одно из мероприятий по повышению надежности электроснабжения.

Сформулированы и реализованы требования к организации учета и анализа отключений,технического состояния и паспортных характеристик СЭС.

Произведена классификация текущих задач эксплуатации СЭС,разработаны принципы информационного обеспечения принятия решений на различных иерархических уровнях.

Разработана и внедрена в промышленную эксплуатацию автоматизированная многоуровневая система рационального управления эксплуатацией СЭС на персональных ЗШ (СЭРС), алгоритмическое и информационное обеспечение которой основано на результатах научных исследований автора

Практическая ценность. Результаты диссертационной работы позволяют на практика перейти от нормативных методов эксплуатации СЭС к технико-экономическим методам,позволяющим значительно повысить эф-

- б -

фективность производственной деятельности электросетевых подразделений отрасли. Годовой экономический аффект при внедрении результатов научных исследований составил для различных энергосистем от 262 тыс. руб до 1,2 млн. руб.

Реализация результатов работы. На основе научных результатов диссертации разработано,утверлдено и издано шесть отраслевых нормативно-технических документов,а такяэ специальный раздел в прейскуранте N 09-01 "Тарифы на электрическую и тепловую энергию" (утвержден постановлением Госкомцен СССР N 152 от 28.02.90).

Различные комплексы СЭРС по сотоянию на 01.01.91 внедрены в промышленную эксплуатацию в виде автоматизированных рабочих мест (АРМ СЭРС) инженера по эксплуатации СЭС в Архэнерго,Вурятэнерго, Запказэнерго,Калмзнерго,Калининградзнерго,Крьшэнерго.Киргизэнерго, Ленэнерго, Пензаэнерго.Татзнерго,Туркменэнерго,Тулэнерго, Чэлябэнер-го, Минскзнерго,на верхнем уровне ОАСУ-знергия.Алмаатинском филиал! ВИПКзнерго.ВИПКэнерго (Ыосква),Новочеркасском политехническом институте.

Разработанные методики составляют основу курса "Эксплуатация электрических сетей и систем",включенного в учебные планы Московс кого энергетического института,Всесоюзного института повышения кв лификации руководящих работников и специалистов Минэнерго СССР.ин титута повышения квалификации Минбазпрома Республики Куба.

Личный вклад автора. Выносимые на защиту научные положения,ме тоды, алгоритмы,выводы и рекомендации диссертации являются результ тами исследований,выполненных лично автором. Разработка программн го обеспечения СЭРС выполнена под непосредственным руководством а тора ( в разработке принимали участие программисты Касьяненко Е. Ü Синчугов Д. А., Дурбенко Г. И.).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертацис ной работы докладывались и обсуждались на технических советах Сох техзнерго-ОРГРЭС (Мэсква,1988; Мзсква,1990; Иэсква,1991),на ноучт -техническом Совете Минэнерго СССР (Москва,1990),на IX и X Bcecoj ных научных конференциях "Мэделирование электроэнергетических систем"(Рига, 1987; Каунас,1991),на Всесоюзном научном семинаре пс проблемам электроэнергетики "Кибернетика электрических систем" (Москва, 1987), на Всесоюзном научном семинаре со проблеме "Электре

1абжение сельского хозяйства" (Москва,1988; Москва,1991),на Всесо-зном научном семинаре ш? проблеме "Методические вопросы исследова-га надежности больших систем энергетики" (Киев,1988; Уфа,1990; экутск, 1990) .межкафедральном научном семинаре кафедр ЭСП и ЭС «эленского филиала МЭИ (Смоленск, 1990) , а такме на отраслевых и эжотраслевых научно-технических совещниях и семинарах по проблемы применения вычислительной техники, повышения надежности и эффектности электроснабжения сельскохозяйственного производства Москва, 1986; ЬЬсква,1987; Смоленск, 1987; Севастополь, 1988; Фрунзе, 388; Клайпеда,1988; Москва,1989; Кокчетав,1990; Киев,1991; Москва, 391).

Результаты внедрения научных исследований экспонировались на ДНХ СССР (1987,1991) и были награждены димломом I степени,золотой, еребряной и двумя бронзовыми медалями.

На аащиту выносятся следующие положения и результаты. . Система договорной экономической ответственности за надежность лектроснабжения сельскохозяйственных потребителей , включающая в ебя:

-методику и алгоритм расчета региональной шкалы скидок и надбавок к тарифу (тарифного меню) за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей; -методику и алгоритм расчета показателей надежности электроснаб-явкуя сельскохозяйственных потребителей в условиях эксплуатации; -методику и алгоритм расчета оптимальных договорных значений показателей надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей;

:. Технико-экономические принципы эксплуатации СЭС, построенные на следующих положениях:

-качественная и количественная оценка технического состояния; -расчет эффективности капитального ремонта;

-расчет потребности электросетевого подразделения и электросетевого об"екта в трудовых,материальных и финансовых ресурсах для ремонтно-зксплуатационных нули;

-составление оптимального годового плана капитального ремонта на различных иерархических уровнях управления эксплуатацией.

3. Методика оптимального управления централизованными финансовыми ресурсами для повышения надежности электроснабжения сельскохозяйственного производства,оснозанная на многофакторкой оценке надежности СЭС.

4. Комплексная иерархическая модель эксплуатации СЭС,в основе кот( рой находится:

-автоматизированный учет и анализ отключений; -автоматизированный учет и анализ технического состояния; -автоматизированный учет и анализ паспортных характеристик.

Публикации. По теме диссертации опубликованы 34 печатных рабе ты. в том числе шесть отраслевых нормативно-технических документе

Об"ем и структура работы. Диссертация содержит 193 страницы ( новного машинописного текста,68 страниц с иллюстрациями, 13 стран! приложений,25 таблиц и список литературы,включающий 150 наименов; ний. Работа состоит из введения и шести глав: 1. Исследование целе] функции эксплуатации сельских электрических сетей-, 2. Методика ра< чета показателей надежности электроснабжения сельскохозяйственны: потребителей в условиях эксплуатации; 3. Разработка комплексной иерархической модели эксплуатации сельских электрических сетей; 4. Методы оптимального управления эксплуатацией сельских электрич ких сетей; 5. Методические основы управления централизованными фи наксовыми ресурсами для повышения надежности сельских электричес ких сетей; 6. Информационное и программное обеспечение автоматизи; ванной системы управления эксплуатацией сельских электрических С' тей.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены результаты анализа производственно-хоз стЕенной деятельности злектросетевых подразделений Минэнерго ССС -предприятий и районов электрических сетей (ПЭС и РЭС). Обоснова актуальность и новизна исследований по разработке технико-эконом ческих методоЕ эксплуатации СЭС. Формулируются методологические проблемы,направления, цели и задачи научных разработок. Излагает структура и краткое содержание глав,приводятся основные положени

выносимые на защиту.

В первой главе рассмотрены вопросы формализации целевой функции эксплуатации СЭС. Приводятся основные положения системы договорной экономической ответственности за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

Особенность производственной деятельности ШС и РЭС заключается в том,что эксплуатация в целом,как и эксплуатация СЗС в частности, по своей сути сопряжена только с затратами трудовых,материальных и финансовых ресурсов. Все нормативно-технические документы, регламентирующие эксплуатацию электрических сетей,строились в предположении о безусловном наличии ресурсов з об"емах, необходимых для полного соблюдения всех регламентированных технических корм. Перед эксплуатационным персоналом таким образом ставилась задача -"освоить" выделенные об"емы финансовых и материальных ресурсов. Попытки создать целевую функцию эксплуатации в виде некоторого технического показателя типа коэффициента готовности так или иначе сводились к задачам типа "добиться заданного значения коэффициента готовности при наименьшие затратах" или "добиться максимального значения коэффициента готовности при заданных гстратах". Все эти постановки оставляли отбытым вопрос об источнике финансирования эксплуатации электрических сетей.

В результате анализа существующих методов эксплуатации СЭС был сделан вывод: целевой функцией оптимизации эксплуатации может быть доход соответствующего электросетевого подразделения,определяемый как разность между выручкой от реализации электроэнергии и эксплуатационными затратами. Однако такой подход опасен тем, что б существующих условиях эксплуатационные затраты (в целях увеличения дохода) мсгут быть скачком уменьшены практически до нуля путем сокращения численоети эксплуатационного персонала,прекращения работ по капитальному ремонту электросетевых об"ектов и т. п. Такая мера по "повышению эффективности" практически возможна,так как при этом надежность электроснабжения в течение нескольких лет изменится незначительно. Реализация мероприятий по повышению надежнг.оти СЭС в таких экономических условиях станет практически невозможной.

Решение данной проблемы осуществлено путем создания системы договорной экономической ответственности за надежность электроснаб жения сельскохозяйственных потребителей (СДЭО), суть которой зашло чается в следующем.

Автором в прейскуранте N 09-01 "Тарифы на электрическую и теп ловую анергию", 1990 г. для сельскохозяйственных потребителей (п.4.3 сформулирована следуипря принципиально новая норма,которая являете юридической оснойой СДЭО: "Тарифы на электрическую энергию, предус мотреиные прейскурантом,соответствуют нормативному уровню надежное ти электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Энергоенабжа пцая организация имеет право по согласованию с потребителем уста навливать скидки (надбавки) к тарифам на электрическую энергию з снижение (повышение) надежности электроснабжения сельскохозяйствен ных потребителей по сравнению с нормативной надежностью".

Прежде всего необходимо определить понятие "нормативная надел ность". Первый шаг к решению данной проблемы был сделан путем создг ния проектных нормативов надежности электроснабжения сельскохозяйс твенных потребителей (разработаны институтами Сельэнергопроект, Энергосетьпроект и ВИЭСХ,утверждены в 1986 г.).

Установлено два вида показателей надежности электроснабжения (ПНЭ) сельскохозяйственного потребителя: количество внезапных откл» чений в течение одного года СО ,откл/год и продолжительность о; ного внезапного отключения % , ч/откл. Сущность проектных норм: тивов СУ* и заключается в том, что построенный по данному пр< екту об"ект СЭС должен обеспечивать проектную нормативную наде; ность только в момент ввода в эксплуатацию. В работе показано,что ] дальнейшем техническое состояние данного об"екта ухудшается по пр! чине физического износа (даже при полном соблюдении всех регламе: тных норм системы планово-предупредительного ремонта),в результат! чего надежность электроснабжения потребителей об"ективно снижаете; Таким образом,численные значения эксплуатационных нормативов наде ности об"екгивно должны быть больше или равны численным значениям соответствующих проектных нормативов.

В качестве об"ективной характеристики степени физического из |носа СЭС использован коэффициент нормативного реновационного изно

са,который трактуется как относительный (к установленным реновационным срокам службы) срок, службы СЭС:

.и

где Бв -остаточная балансовая стоимость основных фондов СЭС,руб. Зу-балансовая стоимость основных фондов СЭС,руб.

Для определения зависимости

(2)

разработана модель "трех состояний" элемента СЭС в момент времени Ъ (рис. 1,2),где. ¡3, -исправное состояние, -дефектное состояние, -поврежденное состояние. Переход из состояния в отражает процесс физического износа (старения) элемента. Переход из

в Эд соответствует внезапному повреждении элемента из-за сверхнормативных воздействий,а переход из в -износовому повреждению элемента. Капитальный ремонт (т. е. предупредительная замена дефектного элемента на исправный) характеризуется переходом из в &4 ,а восстановительный ремонт (замена поврежденного элемента на исправный)-переходом из Б3 в .Соответствующие уравнения Колмогорова имеют вид:

<и

~ Кг

<и

(3)

ЛзА ^ КЛ ~КЛ

<и

элемент

Рис.2. Граф состояний электросетевого элемента

'де , р2 и р3 -исгомые вероятности пребывания элемента в состоянии , и З3 соответственно;

Л . Л .Л I Л > Л -соответствующие значения интенсив-костей потока, 1/год.

Репение системы (3) с использованием метода динамики средних юзволяет получить зависимость коэффициента повреждаемости элементов СЭС как функцию коэффициента нормативного реновационного изно-:а

¿■.Ме'чу-О^л.

(4)

'де е( , Сг и В>2 -постоянные коэффициенты решения систеш (3). Таким образом, функция (2) будет иметь вид:

<ктнрТр. л

СО" = Си,

« о3е ' (е -у) + ¿.а, (5)

э П

Численные значения Р(П\Ри} составляли для различных энергосистем от 1,25 до 1,87.

Центральным моментом СДЭО являются договорные значения ПНЭ СО® и .которые устанавливаются абонентом б договоре на пользование электроэнергией. Сельскохозяйственный абонент имеет право установить в договоре любые договорные значения ПНЭ,но не большие,чем существующие значения ПНЭ со0 и *се (которые устанавливаются в договоре энергоснабжающей организацией). Таким образом,абонент в договоре может "заказать" любую надежность электроснабжения,но не ниже существующего уровня надежности. Выбор договорных значений ПЕЗ абонент производит с учетом регионального "тарифного меню" (шкалы скидок и надбавок к тарифу). "Тарифное меню" представляет собой таблицу,содержащую значения поправочного коэффициента к тарифу к в зависимо-

9 о

сти от договорных значений ПВЭ. 03 и Т (рис. 3). Если договорные значения ПНЭ соответствуют значениям эксплуатационных нормативов надежности,то поправочный.коэффициент равен единице. Если договорны« значения ПНЭ больше нормативных значений - поправочный коэффициент меньше единицы (скидка),если меньше - поправочный коэффициент больше единицы (надбавка).

Поправочный коэффициент к тарифу представляет собой функцию двух переменных (С09-,'С3) (значение данной функции табулировано в "тарифном меню"). Исследование функции Ь\СО9;*8) показало невозможность построения "тарифного меню",единого для всех электросетевых подразделений отрасли. Издержки энергоснабжающих организаций, связанные с обеспечением одинакового уровня договорной надежности в различных энергосистемах, отличаются в несколько раз от "средних по отрасли". Это об"ясняется радикальным различием природно-климатически) условий эксплуатации СЭС в разных регионах. В результате факторного вычислительного эксперимента была получена интерполирующая зависимость

Iя 3 Эч

где -значение поправочного коэффициента к тарифу, соответствующее абсолютной (Ю3- 0 ; О ) договорной надежности в течение одного года с вероятностью равной или более 0,95; ГП и П -параметры интерполирующей функции.

В тех случаях, когда фактические значения ПНЭСЗ* ' и X* превысили в течение одного года договорные значения С0Э и Т® ,энерго-снабжаюшая организация выплачивает абоненту пгграф. Расчет штрафа за ¿-е (с начала текущего года) внезапное отключение потребителя производится по формуле:

, (7)

где -коэффициент,учитывающий степень совпадения ¿-го внезапного

РЕГИОНАЛЬНАЯ ШКАЛА СКИДОК И НАДБАВОК К ТАРИФУ на электрическую энергию за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей ЗАПКАЗЭНЕРГО

Договорное значение продолжите льности одного вне запного от ¡сличения, ч/откл

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 7.0

Договорное значение потребителя ,

количества внезапных отключений откл/год

1.75

1 2 3 : 6 7 8 9 10

- - - : - - - - -

1 58 1 56 1 53 : :1 48 :1 47 : 1 46 : 1 45 1 44

1 50 1 46 1 43 : 1 ■ 1 36 : 1 34 : 1 33 : 1 31 1 30

1 44 1 39 1 36 : ! : 1 27 : 1 25 : 1 23 : 1 21 1 20

1 39 1 34 1 29 : : 1 20 :1 17 : 1 15 : 1 13 1 11

1 35 1 29 1 24 : : 1 14 : 1 11 : 1 09 : 1 06 1 04

1 31 1 24 1 19 : : 1 08 : 1 05 : 1 03 : 1 00 0 98

1 27 1 20 1 15 : : 1 03 : 1 00 : 0 98 : 0 95 0 93

1 24 1 16 1 11 : : 0 99 : 0 96 : 0 93 : 0 90 0 88

1 21 1 13 1 07 : : 0 95 : 0 91 : 0 89 : 0 86 0 84

1 18 1 10 1 04 : : 0 91 : 0 88 : 0 85 : 0 82 0 80

1 15 1 07 1 С1 : : 0 87 : 0 84 : 0 81 : 0 79 0 76

1 12 1 04 0 98 : : 0 84 : 0 81 :0 78 : 0 75 0 73

1 08 0 99 0 92 : . :0 79 : 0 75 : 0 72 : 0 69 0 67

Рис. 3. Фрагмент региональной шкалы скидок и надбавок к тарифу

отключения с основным технологическим процессом потребителя; ШЫ -удельный штраф для данного потребителя,руб/ч; ^ -логистическая функция расчета штрафа за < -е отключение, ч/откл.

Удельный штраф представляет собой расчетную величину,которая фиксируется в договоре на пользование электроэнергией:

где -норматив удельных предельных затрат на повышение надежности электроснабжения данного вида потребителя (расчетный удельный ущерб),руб/кВгч;

Эг -годовое электропотребление данного потребителя, кйгч.

Логистическая функция установления штрафа S¿ (рис.4):

St=0 при. i scja и. Г* ÍY1 ;

(9)

S-t'-Z9 при t*CJa и %P>t3 \

S^rf при Í>Cúdi

Экспериментальная реализация СДЭО показала,что у персонала электросетевых подразделений возникают определенные трудности при оформлении проекта договора на пользование электроэнергией в условиях СДЭО. В первую очередь это касается определения договорных значений ПНЭ (в проекте договора персонал знергоснабжающей организации имеет право предложить договорные значения ПНЭ,которые рассматриваются абонентом). С одной стороны,уменьшение договорных значений ПНЭ приводит к увеличению поправочного коэффициента к тарифу, но с другой стороны - увеличивается вероятность выплаты штрафов абонентам. Таким образом возникла задача определения оптимальных договорных значений ПНЭ,которая решена методами теории "игр с природой". В дан-

^СО^отм/гоЭ - - ф Со3

я -

-

о

4 = О;

/ г . 3 4 5 5 Рис. 4. Логистическая функция расчета штрафов

1Ш, тыс.ру&,'гаЭ

%4/Ыкм

■/234 Т 6 7 Рис. 5. Зависимость м.о. штрафа от договорных значений ПНЭ

ной "игре" стратегия персонала энергоснабжающей организации заключается в определении00э и *СЭ , а- стратегия природы определяется случайными значениями <23* и .

Целевой функцией данной оптимизации является м. о. дохода энергоснабжающей организации, руб/год:

А-&-П-Ш, сю

где В -выручка данной энергоснабжающей организации от реализации электроэнергии данному потребителю,руб/год;

П -плата за электроэнергию,поступающую в данную энергоснаб-жаклцую организацию от других энергоснабжающих организаций

_ руб/год;

Щ -математическое ожидание суммарного штрафа за нарушения дс говорных условий надежности электроснабжения данного потребителя, руб/год. —

На рис. 5 приведены зависимости Щ для конкретного потребителя.

В результате расчета составляющих целевой функции для каждой парыО?3 и формируется платежная матрица, элементы которой содержат значения 1Д(СЭЭ;'£'9) . Максимальное значение элемента соответствует оптимальным договорным значениям ПНЭ со9 и ССЭ .

Экспериментальная реализация СДЭО успешно проведена для 135 сельскохозяйственных абонентов (колхозов и совхозов) Орловской области и Калмыцкой ССР в течение двух лет (1989-1990 г.г.), а с 1 января 1991 г. решением министра энергетики и электрификации СССР СДЭО введена в действие как общеотраслевая система.

Научные и методические разработки положений СДЭО являются основным элементом диссертационной работы. Все дальнейшие исследован: в области оптимальных методов эксплуатации СЭС приобретают практи ческую ценность,т. к. в основу производственной деятельности элек тросетевых подразделений отрасли закладывается целевая функция экономического характера.

Вторая глава содержит научные разработки в области создания методов расчета показателей надежности электроснабжения сельскохо

зяйственных потребителей з условиях эксплуатации. Необходимость в разработке такой методики обусловлена требованиями СДЭО. Статистические подходы к решению данной проблемы неконструктивны, т. к. в электросетевых подразделениях отсутствуют представительные массивы информации о внезапных отключениях сельскохозяйственных потребителей. В связи с этим возникла необходимость в разработке специальной методики расчета ПКЭ сельскохозяйственного потребителя в условиях эксплуатации.

Теория расчета надежности систем электроснабжения разработана достаточно подробно и применяется в основном в практике проектирования. Однако применение данных методик в рассматриваемой задаче потребовало дополнительных научных исследований.

Прежде всего возникла необходимость рассмотреть информационный аспект расчета ПНЭ. Такие расчеты должны выполняться в массовом об"-ме персоналом электросетевых подразделений,поэтому проблема определения вектора необходимой и достаточной исходной информации приобретает принципиальную важность. В результате расчета для модели электроснабжения сельскохозяйственного потребителя,отражающей средние по Минэнерго СССР характеристики СЭС получены следующие значения ПНЭ:

00^ = 4,2 откл/юд; -6,0 ч/опгкл .

Для пятипроцентной точности результатов расчета ПНЭ (11) с помощью вычислительного факторного эксперимента был установлен вектор незначащих (34,8%) .слабозначащи (32,6%) и значащих (32,6%) факторов. Незначащие факторы внесены в массив корректируемой (при необходимости) нормативно-справочной информации. Слабсзначащие факторы могут быть указаны во входной информации,однако в случае отсутствия данной информации расчет ПНЭ выполняется,используя модельное значение данного фактора "по умолчанию". Значащее факторы должны быть яй^ но указаны во входной информации. Такой подход позволил уменьшить в несколько раз трудозатраты эксплуатационного персонала по сбору информации, необходимой для проведения расчетов.

Вышеизложенные результаты анализа исходной информации потребо-

вали изменения информационной структуры расчетной модели за счет детального моделирования параметра потока отказов ЛЗП 6... 10 кВ и времени восстановления при отказах ЛЭП 6... 10 кВ, т. к. именно эти факторы оказывают наиболее существенное влияние на результаты расчета ПНЭ.

К другим принципиальным отличиям разработанной методики от известных проектных методик относится также учет в расчете ПНЭ технического состояния ЛЭП 6.. .10 кВ и формы организации оперативного обслуживания СЭС.

Фактические значения ГШ данного потребителя-об"екгивно случайные величины. Необходимость знания законов распределения СЭ* и X* обусловлена в первую очередь требованиями СДЭО. В работе приведены результаты статистических исследований,полученных на основании анализа информации о внезапных отключениях сельскохозяйственных потребителей в семи энергосистемах в течение трех лет.

Третья глава содержит принципы построения модели СЭС,адекватной текущим задачам эксплуатации на каждом иерархическом уровне.

Основное содержание разработанной модели составляют четыре класса информации: информация об отключениях, информация о техническом состоянии,информация о паспортных характеристиках электросетевых об"ектов и форме организации эксплуатации,а также нормативно-справочная информация.

Информация о фактическом количестве и продолжительности внезапных и преднамеренных отлючений в СЭС,количестве поврежденных элементов является основной технико-экономической характеристикой эксплуатации. Создание новых типов и конструкций электросетевых элементов, разработка и обоснование планов мероприятий по повышению надежности, расчет потребности в трудовых,материально-технических и финансовых ресурсах для ремонтно-эксплуатациоиных нужд и т.п. об"ективно основаны на представительном массиве достоверной информации о фактической надежности СЭС.Низкое качество (в первую очередь-низкая достоверность) информации о внезапных отключениях электросетевых об"ектов СЭС приводит к искаженной оценке фактической надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, Ь как следствие - к ошибочным эксплуатационным решениям.

Как показал соответствующий анализ,искажение информации о фак-■ической надежности СЭС обусловлено двумя факторами:- высокой трудоемкостью регистрации внезапных отключений с помощью карт отказа и ^пользованием отчетных данных о фактической надежности т. н. "аварийности") в системе материального и морального стимулиро-;ания персонала электросетевых подразделений отрасли (выплата прё-мй персоналу,подведение итогов социалистического соревнования, мотров-конкурсов и т.п.).

Ежегодное количество внезапных отключений в СЭС напряжением 1,38...10 кВ на несколько порядков превышает количество внезапных включений в СЭС 35... НО кВ. Характеристики отключений электросете-ш об"егегов 0,38...10 кВ обладают высокой степенью однородности, ¡следствие чего около 50% реквизитов карты отказа для СЭС являются вбыточными.

Данные выводы послужили основанием для отмены в Минэнерго СССР : 1 февраля 1984 г. карт отказа для регистрации внезапных отключе-[ий в СЭС и переход на систему ведомостей (одно отключение - одна :трока в ведомости). Порядок регистрации отключений в ведомостях гегламентирован соответствующим отраслевым документом.

В диссертационной работе обоснована некорректность применения гоказателей фактической надежности СЭС в системе морального и мате-тального стимулирования эксплуатационного персонала,что послужило юнованием для исключения из государственной статистической отчет-гости с 1 августа 1990 г. информации о внезапных отключениях в эле-ярических сетях 0,38. ..10 кВ (за исключением массовых отключений гз-за стихийных явлений).

Предложены алгоритмы анализа временных рядов различных показа-■елей фактической надежности.

Техническое состояние-важнейшая характеристика СЭС,определяйся формы,периодичность и об"емы как технического обслуживания,так I капитального ремонта. Необходимо подчеркнуть,что в практике эксп-Iуатации СЭС информации о техническом состоянии уделялось недоста-■очное внимание (по сравнению с информацией об отключениях). Это »бстоятельство послужило основанием для разработки специального отраслевого документа, содержащего порядок учета и анализа техни-

ческого состояния СЭС. Теоретической основой разработанных практических методик является модель "трех состояний" элемента (рис.2). Значение вероятности рг (используя метод динамики средних) тракту ется как -коффициент дефектности СЭС. Разработана методика расчета коэффициента дефектности СЭС как функции степени реновационнс го износа (рис. 6). Создан алгоритм прогнозирования технического сос тояния электросетевого об"екта,позволяющий получить количественные оценки технического состояния для различных систем капитального ре монта. На рис. 7 приведена расчетная зависимость к (t) для ЛЭП 6.. .. 10 кВ с деревянными опорами при пятилетней периодичности капитального ремонта.

Как показано в работе.методика расчета количественной оценки технического состояния (разработанная автором в 1978-1980 гг.), наиболее адекватно отражает техническое состояние электросетевого об"екта,однако для характеристики технического состояния СЭС в целом требуется другая характеристика - качественная оценка техничес кого состояния. В основе методики качественной оценки находится понятие коэффициента дефектности элекгросетевого об"егега,имеющего bi аддитивного критерия:

t'-кЛ+кА^Л. (li

где А , к . и А -весовые коэффициенты,отражающие соотношение огг «з г

стоимости работ по замене дефектных опор,изс ляторов и проводов на исправные соответстве! но;

k^ , hS и kt. -коэффициенты дефектности соответственно onoj ОН из "Р

изоляторов и проводов (отношение количества дефектных элементов к количеству элементов, установленных на электросетезом об"екге). Весовые коэффициенты имеют экономический характер (в отличие от методики количественной оценки технического состояния,в которой весовые коэффициенты имеют технический характер и отражают вероятность износового отказа элемента в течение одного года).

Автором предложена шкала интегральной качественной оценки те: нического состояния,которая вошла в соответствующий отраслевой документ.

Рис. 6. Зависимость коэффициента дефектности СЭС от степени

деревянных опорах

Требования к вектору паспортных данных были выработаны путем анализа информационного обеспечения как текущих задач эксплуатации СЭС,так и задач электротехнического характера (расчет и анализ нор мального режима и режима сетевого резервирования,расчет потерь эле ктроэнергии и мощности, расчет токов к.з. и т. п. ). Необходимость такого анализа обусловлена очевидной общностью исходной информации этих двух классов задач.

В четвертой главе излагаются методики оптимального управления капитальным ремонтом СЭС. Показано,что учет существующих ограничени на ремонтные ресурсы исключают актуальность исследований в области оптимизации сроков межремонтного периода в СЭС. Обоснован принцип управления капитальным ремонтом по техническому состоянию с учетом требований СДЭО.

Капитальный ремонт представляет собой совокупность работ по устранению дефектов,'!, е. работ по замене дефектных элементов (опор изоляторов,проводов ) на исправные с целью предотвращения износсвы отказов. Очевидно, что наличие на электросетевом об"екте дефектных элементов снижает надежность функционирования данного об"екта, поэтому логично рассматривать капитальный ремонт СЭС как одно из средств повышения надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Такой подход потребовал ответа на вопрос об эффективности капитального ремонта. Работы автора в этом направлении проведены в 1976-1980 гг. .результатом которых была методика расчета народнохозяйственного эффекта от капитального ремонта СЭС. В дальнейшем произведена доработка данной методики и издание соответствующего отраслевого документа. Однако положения СДЭО потребовал! существенной переработки методики расчета эффективности капитально го ремонта СЭС.

Основная задача текущего управления капитальным ремонтом-сос-тавление годового плана. На уровне РЭС данная задача решается в двг этапа. Первый этап заключается в определении потребности РЭС в трудовых, материальных и финансовых ресурсах. На втором этапе в РЭС с учетом ограничений формируется годовой план-перечень электросетевых обекгов ( с указанием видов и об"емов работ), капитальный ремон'

которых планируется в будущэм году.

На уровне ГОС или энергосистемы текущее управление капитальным ремонтом заключается в оптимальном распределении располагаемых ресурсов.

Необходимо подчеркнуть,что строгое решение задач оптимального правления капитальным ремонтом СЭС на всех уровнях представляет' зобой весьма сложу» проблему. Автором обоснованы ряд допущений, позволивших и реализовать на ПЭВМ соответствующе алгоритмы практического характера,а также разработать два отраслевых документа по цанному вопросу.

Для уровня РЭС разработан алгоритм оптимального годового планирования капитального ремонта методами динамического программирования. Произведен сравнительный анализ эффективности различных методов составления годового плана

В пятой главе рассмотрены методические основы управления централизованными финансовыми ресурсами,направляемыми на повышение надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

Для решения поставленной задачи необходимо получить ответ на вопросы:

-в каких злектросетевых подразделениях надежность электроснабжений в данный момент времени выше,а в каких ниже (задача анализа в "пространстве") ?

-в каких электросетевых подразделениях надежность электроснабжения за данный период времени увеличилась, а в каких - снизилась (задача анализа "во времени") ?

Б третьей главе был обоснован вывод о том,что отчетные показатели фактической надежности не могут служить основой для измерения надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Необходимо также подчеркнуть , что ответы на гышепоставленные вопросы должны решаться на весьма ограниченном сб"еме исходной информации (в об"еме годового отчета электросетевых подразделений). Такая информационная ситуация потребовала принципиально нового подхода - решения задач текущего управления эксплуатацией СЭС на уровнях предприятия электрических сетей и вьше на основании много- , факторной оценки надежности электроснабжения.

Очевидно,что надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей определяется множеством трех видов факторов : характ ристик СЭС,характеристик системы обслуживания СЭС и характеристик окружаицэй среды.

Сутв методики многофакторной оценки надежности заключается в расчете интегрального аддитивного критерия для каждого электросет

вого подразделения: *

где ^ -нормированное значение } -го фактора для к -го алекгр< * сетевого подразделения;

-нормированное значение весового коэффициента -го факт< ра;

сС -общее количество факторов.

На основании вектора годовой отчетности электросетевых подразделений был сформирован перечень факторов,оказывающие значащее влияние на надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Характеристики СЭС классифицированы на три группы: показан ли схемной надежности (относительное количество ВЛ 6-10 кВ с ручш и автоматическим резервированием,среднее количество ТП,подключенш к одной ВЛ и т. п.),конструктивной надежности (относительное количе ство железобетонных опор , относительное количество сталеалюминж вых проводов и т.п.) и технического состояния (коэффициент дефектности опор,изоляторов,проводов и т.п.). Характеристики системы обслуживания СЭС представлены средним радиусом оперативного обслз живания,относительным количеством персонала,относительным количес! вом бригад, оснащенных радиосвязью и т. п.). Характеристики окружа» шрй среды моделируются средневзвешенными значениями РКУ по ветру, гололеду и т. п. Для каждого из факторов установлены "верхняя" (лучшее значение в смысле надежности) и "нижняя" (худшее значение в смысле надежности) границы и модельное аначение ( среднее для рассматриваемой совокупности электросетевых подразделений) . Значения установлены путем факторного вычислительного эксперимента на модели электроснабжения сельскохозяйственного пот-

юбителя и графического вычисления первой проиаводной м. о. недоот-гуска электроэнергии потребителю в окрестности модельного значения ¡актора. Данное значение первой производной (кВгч/ед. год) принято в качестве абсолютного значения .

Вычисление интегрального критерия для каждой энергосистемы зключено в ежегодный анализ надежности СЭС (выполняемый в фирме' ЗРГРЭС), начиная с 1987 г.

В шестой главе дана характеристика автоматизированной многоуровневой системы текущего управления эксплуатацией СЭС на персональных ЭВМ (СЭРС).

Реализация технико-экономических принципов эксплуатации СЭС затрудняется высокой методической сложностью разработанных алгоритмов и воз),южна только с применением средств вычислительной техники. Как показал опыт автора в 1976-1982 гг. .централизация функций СЭРС на ЕС ЭВМ энергосистемы (даже с применением средств телеобработки данных) не позволяет добиться высокой эффективности функционирования разработанных задач. Радикальным решением данной проблемы является использование в качестве технического обеспечения СЭРС персональных ЭВМ класса PC XT/AT. Под руководством автора разработаны и внедрены в промышленную эксплуатацию три автоматизированных рабочих места инженера по эксплуатации СЭС района электрических сетей ( АРМ СЭРС-Р).предприятия электрических сетей (АРМ СЭРС-П) и производственного об"единения энергетики и электрификации (АРМ СЭРС-Э). Алгоритмическое и информационное обеспечение СЭРС составляют научные разработки автора.

Каждый АРМ состоит из комплексов,а каждый комплекс-из отдельных задач, соответствующих функциям инженера по эксплуатации СЭС данного уровня управления. АРМ СЭРС-Р и АРМ СЭРС-П могут функционировать на одной ПЭЕМ, установленной в службе распределительных сетей ПЭС. При установке ПЭВМ в РЭС, функционирование задач осуществляется либо в режиме распределенной компьютерной сети, либо посредством передачи информации через дискеты.

В состав АРМ СЭРС-Р входят следующие комплексы:

1. Ведение сводного классификатора (BECK)

2. Деловая переписка инженера (ДЕЛП)

3. Учет и анализ паспортных данных электрических сетей (УПАРС)

4. Учет и анализ технического состояния электрических сетей (УТЕРС)

5. Учет и анализ отключений в электрических сетях (УНАРС)

6. Расчет и анализ показателей надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей (РАНАРС)

7. Планирование капитального ремонта электрических сетей (ПЛАРС).

Комплекс BECK предназначен для создания и ведения различных классификаторов ( районов электрических сетей, участков, бригад, персонала,трансформаторных подстанций,линий электропередачи и т.п.

Комплекс ДЕЛП позволяет автоматизировать составление деловых писем,протоколов,актов и других служебных документов.

Комплекс УПАРС осуществляет запись,просмотр,печать и корректи ровку паспортных данных электросетей« об"ектов. В состав комплекса включен генератор выходных форм, реализующий различные запросы логического и арифметического характера по паспортному массиву. Содержание запроса архивизируется в базе данных и может быть использовано повторно. Массив паспортных данных одновременно служит исходной информацией для решения задач, входящих в комплексы УТЕРС, УНАРС, РАНАРС, ПЛАРС.

Комплекс УТЕРС обрабатывает листки осмотра (проверки) электросетевых об"ектов,формирует журналы дефектов,списки дефектов, месячные планы устранения дефектов,производит расчет количественной и качественной оценки технического состояния. Отдельные запросы по массиву технического состояния осуществляются с помощью генератора выходных форм.

Комплекс УНАРС выполняет регистрацию внезапных и преднамеренны отключений электросетевых об"ек.тов и сельскохозяйственных потребителей. В состав комплекса входят задачи стандартного анализа (повто ряемости и продолжительности отключений,анализ по причинам и т.п.) Нестандартный анализ выполняется с помощью генератора выходных форм. Реализуется возможность проведения анализа временных рядов фактических показателей надежности.

Комплекс РАНАРС производит расчет среднего радиуса оперативно

го обслуживания,определение м. о. количества внезапных отключений и к. о. продолжительности одного внезапного отключения сельскохозяйственных потребителей. В условиях СДЭО осуществляется выбор оптимальных договорных значений показателей надежности электроснабжения.

Комплекс ПЛАРС содержит задачи, позволяющие получить минимальную и максимальную потребность СЭС в трудовых, материально-технических и финансовых ресурсах для ремонтно-эксплуатационных нужд,определить эффективность капитального ремонта электросетевых об"ектоз, составить рациональный годовой план капитального ремонта РЗС (сбалансированный по располагаемым РЭС ремонтным ресурсам),рассчитать об"ектные и сводные сметы и спецификации на капитальный ремонт.

АРМ СЭРС-П и АРМ СЗРС-З содержат комплексы,аналогичные комплексам АРМ СЭРС-Р,однако об"ектом автоматизации в данных АРМ является не злектросетевой об"ект,а РЭС в целом. В составе АРМ СЭРС-П и АРМ СЭРС-Э имеются задачи,специфичные для данных уровней управления эксплуатацией: многофакторная оценка надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, расчет региональной шкалы скидок и надбавок к тарифу за надежность электроснабжения и т. п.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных исследований:

1. Разработана и внедрена система договорной экономической ответственности за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, позволяющая реализовать технико-экономические принципы текущего управления эксплуатацией СЭС.

2. Созданы и автоматизированы методики расчета показателей надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей з условиях эксплуатации.

3. Щюдложена и апробирована методика расчета региональной шкалы скидок и надбавок к тарифу на электрическую энергию (тарифного меню) за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

4. Теоретически обоснован выбор оптимальных договорных значений показателей надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей.

5. Предложена и исследована модель "трех состояний" электрссе-

тевого элемента,позволяющая получить во времени количественные оценки технического состояния и повреждаемости СЭС.

6. Обоснована и реализована методика многофакторной оценки надежности электроснабжения, являтаугяся основой оптимизации теку-прго управления централизованными финансовыми ресурсами для повышения надежности СЭС.

7. Разработано алгоритмическое и информационное обеспечение автоматизированной многоуровневой системы на персональных ЭВМ,pea лизуюп^я созданные технико-экономические методы текущего управ ления эксплуатацией СЭС.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Терешко О. А. Комплексная иерархическая модель электрических сетей 0,38-20 кВ//ЬЬделирование электроэнергетических систем.-Рига -1982. -С. 282-284.

2. Терешко О. А. Основные положения рационального планирования капитального ремонта воздушных распределительных сетей напряже нием 0,38-20 кВ//Экономическая эффективность технического обслуживания и ремонта оснобных фондов отрасли электроэнергетики /-М.: СЕЮ Союзтехэнерго.-1987.-С. 20-21.

3. Терешко О. А. Анализ показателей надежности сельских распределительных сетей 0,38-20 кВ //Повышение эффективности и надежности электроснабжения сельского хозяйства/-!*: СЮ Союзтехэнерго. -1987.-С. 9-11.

4. Терешко О. А. Многокритериальный метод оценки надежности сельских распределительных сетей //Проблемы безопасного и надежного электроснабжения сельхоз. и промпредприятий. -Севастополь. -1988. -С. 6.

5. Терешко О. А. Система договорной экономической ответственност; за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей /. Промышленная энергетика. -1989. -N 4. -С. 4-6.

Б. Терешко О. А. О показателях работы предприятий и районов элек трических сетей//Энергетик.-1989.-N 11.-С. 7-8.

7. Терешко О. А. Нормирование надежности как основа системы дого ворной экономической ответственности аа надежность алектроснабжени сельскохозяйственных потребителей//Мзтодические вопросы исследова-

шя надежности больших-систем энергетики. -Киев. -1989. -С. 142-145.

8. Терешко О. А. Расчет среднего радиуса оперативного обслуживали сельских электрических сетей//Электрические станции. -1990. -Ы 2. -С. 10-13.

9. Методика расчета потребности и распределения фондов на материально-технические ресурсы для ремонтно-эксплуатационных нужд распределительных эле1стрических сетей напряжением 0,38 - 20 кВ с воздушными линиями электропередачи/Терешко О. А. /-М.: СПО Союзтехэнерго. -1990. -15 с.

10. Терешко О. А. Мэтодика расчета оптимальных договорных значений показателей надежности электроснабжения сельскохозяйственных аотребителей//Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. -Уфа. -1991. -С. 76-82.

11. Терешко О. А. Математическая модель состояний элемента сельских электрических сетей.-Каунзс.-1991.-С. 74.

12. Рекомендации по применению скидок (надбавок) к тарифу на электрическую энергию за надежность электроснабжения сельскохозяйственных потребителей и установления штрафов за внезапные отключения сельскохозяйственных потребителей. РД 34.20. 582-90. /Терешко О. А. / -М.: СПО ОРГРЭС. -1991. -15 с.

13. Терешко О. А. Автоматизированная многоуровневая автоматизированная система управления эгашлуатацией сельских электрических се-тей//Средства и системы управления в энергетике. -1991. -И 1.-С. 1-4.

14. Указания по заполнению ведомостей нарушений в воздушных распределительных сетях напряжением 0,4-20 кВ Министерства энергетики и электрификации СССР/Барг И. Г., Диденко Э. В. , Терешко О. А. и др. /-М.: С1Ю Союзтехэнерго. -1984. -39 с.

15. Указания по учету и анализу в энергосистемах технического состояния распределительных сетей напряжением 0,38-20 кВ с воздушными линиями электропередачи/Барг И. Г., Комаров Д. Т., Терешко О. А.

И др./-М.:СГО Союзтехэнерго.-1936.-38 с.

16. Терешко О. А., Федецйв К. В. Опыт использования ЭВМ в электрических еетях//Эксплуатация и ремонт электрических сетей. -1986. -И 5.-С. 1-12.

17. Типовая инструкция по техническому обслуживанию и капиталь-

ному ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ/Барг И. Г. .Серебренников И. А. .Терешко О. А. и др. /-М.: СПО Союзтехэнерго. -1987. -45 с.

18. Терешко О. А., Венедиктов И. Е.Новиков С. Е. Опыт агтоматиза учета и анализа нарушений в воздушных распределительных сетях// Энергетик.-1989.-М 7. -С. 25-26.

19. Основные положэния по созданию автоматизированных систем управления предприятий электрических сетей (АСУ ПЭС) /Дьяков А. Ф. Воротницкий Е Э. .Терешко О. А. и др. /-М.: СПО Союзтеханерго. -1989. -20 с.

20. Синчугов Д А.. Терешко О. А. Учет и анализ паспортных данны электрических сетей//Средства и системы управления в энергетике. -1931. -Ы 1.-С. 5-6.

21. Рахманов О. А., Терешко О. А. Учет и анализ технического сос тояния электрических сетей//Средства и системы управления в энер reTKKe.-1391.-N 1.-С. 6-7.

22. Касьяненко Е. М. . Синчугов Д А.. Терешко О. А. Учет и анализ нарушений в работе электрических сетей//Средстза и системы управ ления в энергетике. -1991. -И 1.-С. 7-9.

23. Касьяненко Е. М.. Терешко 0. А. Расчет надежности электричес ких сетей/'/Средства и системы управления в энергетике. -1991. -И 1 -С. 9-14.

24. Журбенко Г. И. , Терешко О. А. Планирование капитального ремо та электрических сетей//Средства и системы управления в энергети ке. -1991. -К 1.-С. 14-18.

В работах,опубликованных в соавторстве,автору принадлежат: разработка методической основы (14,15,17),сбор и анализ исходных данных (16).разработка информационного и алгорит(шческого обеспа ния (18.20-24).разработка раздела "Информационное и программное обеспечение" (■""