Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Текущее состояние и перспективы возобновляемых источников энергии в децентрализованных системах электроснабжения России 9
1.1. Децентрализованные системы электроснабжения в РФ 9
1.2. Развитие нормативно-правовой базы возобновляемой энергетики в РФ 12
1.3. Подходы к описанию параметров окружающей среды рассматриваемой территории 15
1.4. Математические модели элементов децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии 17
1.5. Методы, используемые при оптимизации децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии .19
1.6. Наиболее распространённые оптимизационные комплексы 21
1.7. Преимущества и недостатки комплексов оптимизации децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии.. 25
1.8. Постановка задачи диссертационной работы 26
ГЛАВА 2. Методика моделирования и оптимизации децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи 30
2.1. Подход к определению параметров окружающей среды .30
2.2. Математическое моделирование элементов децентрализованных систем электроснабжения 34
2.3. Правила распределения нагрузок между электрогенерирующими установками 42
2.4. Определение оптимального состава оборудования 50
2.5. Программно-вычислительный комплекс 52
2.6. Содержательная постановка задачи комплексной оптимизации децентрализованных систем электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии и аккумуляторных батарей 56
2.7. Учет надежности при решении задачи комплексной оптимизации 59
2.8. Описание правил работы объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи с учетом надежности 64
2.9. Содержательная постановка задачи комплексной оптимизации децентрализованных систем электроснабжения на базе возобновляемых источников энергии и аккумуляторных батарей с учетом надежности 67
ГЛАВА 3. Решение задач комплексной оптимизации децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи 71
3.1. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Булунского района Республики Якутия 71
3.2. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Усть–Майского района Республики Якутия 89
3.3. Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Ленского района Республики Якутия .93
3.4. Влияние надежности, при решении задачи комплексной оптимизации децентрализованной системы электроснабжения, использующей возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи 97
Заключение 109
Список использованных источников
- Математические модели элементов децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии
- Программно-вычислительный комплекс
- Описание правил работы объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи с учетом надежности
- Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Усть–Майского района Республики Якутия
Математические модели элементов децентрализованных систем электроснабжения, использующих возобновляемые источники энергии
На протяжении последнего десятилетия в РФ активно разрабатываются и внедряются механизмы правовой поддержки ВИЭ. Федеральный закон №250 ФЗ от 4 ноября 2007 (Федеральный закон о схеме надбавки на электроэнергию) подразумевает, что надбавка на произведенную ВИЭ электроэнергию должна рассчитываться таким образом, чтобы обеспечить выполнение поставленных Правительством РФ целей, а именно, достижение к 2030 (ранее говорилось о 2020 г.) году доли в 4,5% от ВИЭ в общей генерации ЕЭС России [7]. Формирование документа, касающегося надбавки к цене на произведенную электроэнергию от ВИЭ, еще не закончено. 28 декабря 2010 были внесены поправки в Федеральный закон №250 ФЗ от 4 ноября 2007 о возможности использования схемы поддержки ВИЭ на основе механизма торговли мощностью. На текущий момент правовыми институтами дорабатываются существующие законы и меры поддержки ВИЭ на территории РФ.
Для получения полного пакета поддержки на базе выплат за мощность, объекту, использующему ВИЭ, необходимо пройти процедуру аттестации, для гарантии того, что генерируемая мощность использует возобновляемые природные энергоресурсы. В противном же случае применяются требования Постановления Правительства РФ №426 от 26 июня 2008 года «О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии» [8].
Следует отметить, что помимо правовых институтов, работа которых направленна на планомерное развитие ВИЭ на территории России и достижение поставленных целей Правительством РФ, существует и региональные советы по энергоэффективности. К примеру, в Белгородской области разработаны и приняты меры по поддержке ВИЭ: распоряжение правительства Белгородской области №300-рп от 19 июля 2010 года, с установлением эко-тарифов на произведенную электроэнергию от ВИЭ [9]. В Калужской области разрабатывается аналогичный механизм поддержки ВИЭ. В Республике Саха (Якутия) разработан и принят закон о мерах поддержки ВИЭ «О возобновляемых источниках энергии Республики Саха (Якутия)» [10]. Данный документ гарантирует государственную поддержку производителям энергии, использующим ВИЭ, через предоставление налоговых и иных льгот, а также инвестиционных преференций.
Следует отметить, что предложенные механизмы поддержки (кроме Якутии) ВИЭ действуют в отношении проектов, расположенных в ценовых зонах оптового рынка (Постановление №449 «О механизме стимулирования источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности»). Аналогичная ситуация складывается в механизмах поддержки на основе платы за мощность в отношении объектов генерации, использующих ВИЭ, расположенных в неценовых зонах российского оптового рынка, или в отношении изолированных электроэнергетических систем. 23 января 2015 года Правительством РФ было утверждено Постановление №47 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электроэнергии». Данное Постановление создает нормативно-правовую базу для установления тарифов не только на российских розничных рынках, но в технически изолированных электроэнергетических системах и удаленных малых населенных пунктах. Данный проект обязует районные сетевые организации приобретать в первую очередь электроэнергию, произведенную на объектах, использующих возобновляемые природные энергоресурсы [11]. Особое внимание необходимо уделить механизму поддержки ВИЭ в ДСЭС, использующему энергосервисные контракты. Энергосервисный контракт подразумевает собой договор между районной энергетической организацией и организацией-инвестором, направленный на реализацию особых мероприятий по повышению энергетической эффективности ДСЭС. Также следует отметить, что концепция энергосервисных контрактов отмечена в Федеральном законе «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности». Энергосервисные контракты, направленные на финансирование проектов ВИЭ в ДСЭС, могут быть структурированы следующим образом: организация-инвестор проекта ВИЭ обязуется перед районной энергетической организацией заместить долю электроэнергии, производимой за счет использования органического топлива (дизель, бензин и т.д.), электроэнергией, производимой объектами, использующими ВИЭ. Организация-инвестор договаривается с районной энергетической организацией о количестве сэкономленного органического топлива, а также о сумме затрат, которые будут сокращены на протяжении всего эксплуатационного цикла. Подобный подход является финансовой основой энергосервисного контракта.
Несмотря на все преимущества энергосервисных контрактов, создаются риски для организаций-инвесторов. Уменьшить такие риски позволяет использование современных инструментов моделирования ДСЭС еще на стадии проектирования, что увеличивает для районной энергетической организации гарантии на выполнении поставленной задачи. Поэтому развитие системы энергосервисных контрактов будет стимулировать практическое использование методов математического моделирования и оптимизации ДСЭС.
Основные задачи, возникающие при комбинированном применении ВИЭ и АБ, носят оптимизационный характер. Нахождение оптимального соотношения установленных мощностей основного генерирующего оборудования, аккумулирующих устройств, а также элементов трансформации, преобразования и распределения электроэнергии позволяет еще на стадии предпроектной оценки определить область оптимальных решений.
Перед решением подобного рода задач необходимо тщательным образом выполнить анализ ветроэнергетического, фотоэлектрического потенциала местности. В работах I.Tegani [29], Rajesh Kumar [30], Al Busaidi [34], Arnau Gonzales [35], Abdolvahhad Fetanat [36], Amit Kumar Yadav [37], Guiseppe Marco Tina [38], Getachew Bekele [44], Orhan Ekren [68,69,70], Ahmad Murtaza Ershad [39] и др. используется функция среднемесячной интенсивности солнечного излучения - S.A. Klein [31]. Подобный подход не позволяет учитывать почасовые колебания интенсивности солнечного излучения на рассматриваемой территории, исходя из дня и часа расчетного периода, что несомненно скажется на точности получаемого результата оптимизации.
Программно-вычислительный комплекс
В целом задача комплексной оптимизации ДСЭС на базе ВИЭ и АБ может быть сформулирована следующим образом.
В качестве независимых оптимизируемых параметров принимаются: установленные мощности ВЭУ (или число ВЭУ заданного типоразмера); установленные мощности ФЭП (или число модулей ФЭП с заданной площадью); суммарная емкость АБ (или число блоков АБ, при заданном типоразмере АБ и их числе в блоке). Установленная мощность ДЭС принимается из требования, чтобы при выходе из строя одной ДГУ остальные обеспечивали максимальное электропотребление. Это условие продиктовано требованием надежного электроснабжения, и при заданном типоразмере ДГУ позволяет однозначно выбрать число агрегатов ДЭС. Выбор всех сетевых элементов (ТР, проводников ВЛ, СИН, БИН) производится исходя из заданной установленной мощности ВЭУ, максимальной, с учетом географических координат ДСЭС мощности ФЭП, суммарной емкости АБ.
Выбор всего оборудования ДСЭС позволяет определить капиталовложения в систему. Расчет режимов работы, определение потребления дизельного топлива и числа замен АБ производится для рядов метеопараметров, соответствующих каждому году метеонаблюдений. Для всех лет принимается равная вероятность реализации (если есть информация, о том, что годы с различным суммарным ветропотенциалом имеют разную вероятность реализации, расчеты среднегодовых показателей (или их математических ожиданий) могут проводится с учетом этих вероятностей. В начальный момент времени заряд АБ принимается равным максимальной емкости АБ. Если в конце года заряд АБ будет ниже максимальной емкости, то учитывается дополнительный расход топлива на ДЭС необходимый для выработки электроэнергии, которая была «бесплатно» внесена в систему (разность заряда АБ в начале года и в его конце).
Для режимов работы ДСЭС в каждом году метеонаблюдений определяется суммарный объем электроэнергии, идущий в течение года на заряд АБ. Затем определяются количество замен АБ, продолжительность работы АБ до их полной замены. Если число замен, определенное указанным способом, оказывается не целым, то учитывается остаточная стоимость АБ в конце расчетного периода. Она принимается равной стоимости новых АБ, умноженной на коэффициент дисконтирования, соответствующий времени окончания расчетного периода и на отношение остаточного числа полных циклов заряд-разряд к полному числу таких циклов до исчерпания ресурса новых АБ.
Остаточная стоимость АБ достаточно мала из-за небольшой величины коэффициента дисконтирования в конце расчетного периода, но без её учета целевая функция задачи оптимизации становится разрывной, что нарушает сходимость оптимизационного процесса.
После расчетов годовых режимов работы для всех лет метеонаблюдений определяются среднегодовые показатели (расход топлива, число замен АБ), и находится критерий экономической эффективности.
Задача оптимизации состоит в нахождении такого сочетания независимых оптимизационных параметров, при котором критерий эффективности достигает минимального значения. Математическая постановка задачи оптимизации ДСЭС Задача оптимизации формулируется следующим образом. min LCOE (K, Иуп, ИТс рn, Изэам.АБ,Pуфсэтп,Pувсэту, WуАсБт), (2.51) где K – суммарные капиталовложения в элементы ДСЭС, Иуп – условно-постоянные издержки (от функции капиталовложений), ИТс рn – среднегодовые топливные издержки, Изэам.АБ - суммарные эксплуатационные издержки на замену АБ с учетом дисконтирования. При условиях сУеть = #сеть (РустП Руст , W3?CT, #сетЛ (2-52) где хуетъ - установленные параметры сетевого оборудования; #сетъ - логически-числовой оператор (система логических условий и функциональных зависимостей), позволяющий по заданным установленным мощностям ФЭП и ВЭУ, установленной емкости АБ и типоразмерам сетевого оборудования, определить установленные параметры этого оборудования; УсЄТЬ – вектор типоразмеров сетевого оборудования. Руст" = #диз(РрХ, РуАс7), (2-53) где #диз - логически-числовой оператор позволяющий определить суммарную установленную мощность ДЭС, по заданной максимальной нагрузке потребителя (РгРх) и установленной мощности ДГУ (Рду т).
Описание правил работы объектов генерации, использующих возобновляемые источники энергии и аккумуляторные батареи с учетом надежности
В представленном оптимальном составе оборудования используются свинцово-кислотные АБ (OPZV), работающие в циклическом режиме с коэффициентом разряда 80% от номинальной емкости. Как правило, предельное количество полных циклов заряд/разряд для данного типа АБ составляет 1500. В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации необходимо выполнить одну замену АБ, которая производится на 11 году эксплуатации. Издержки, связанные с заменой АБ составляют 2,428 млн. рублей с учетом дисконтирования.
Среднегодовое количество часов, при которых скорость ветра на рассматриваемой территории равна или выше номинального (7 м/сек), ВЭУ составляет 2964 часа. В таблице 10 представим по градациям среднегодовые скорости ветра на основании шкалы Бофорта по данным метеонаблюдений 2005– 2014.
На рисунке 3.9 демонстрируется усредненная (730 часов) генерируемая мощность ВЭУ в ДСЭС «Вариант 1» по данным метеонаблюдений 2005 года. Как видно максимальные мощности ВЭУ достигаются в зимне-весенний период. Рисунок 3.9 - Генерируемая мощность ВЭУ и ФЭП в ДСЭС «Вариант 1» по данным метеонаблюдений 2005 года Среднегодовое число часов использования установленной мощности ДЭС составляет 1790. Значительная часть времени которой приходится в переходный осенне-зимний период.
На рисунке 3.13 показаны коэффициенты загрузки БИН в выпрямительном и инверторном режимах работы ДСЭС «Вариант 1» по метеоданным 2005 года. 529319 Рисунок 3.13 - Коэффициенты загрузки БИН в инверторном (а) и выпрямительном (б) режимах работы ДСЭС «Вариант 1» по данным 2005 года
Согласно полученным результатам комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 1», для метеоусловий н.п. «Тикси», оптимальной технологией производства электроэнергии является ветро-дизельный комплекс генерации со свинцово-кислотными АБ. Применение литий-ионных АБ позволяет исключить их замену на протяжении всего цикла эксплуатации, при этом их остаточная стоимость на конец расчетного периода составила 67,5 тыс. рублей. Стоимость произведенного кВт ч меньше в варианте со свинцово-кислотными АБ, за счет меньших капиталовложений (на 1,491 млн.рублей) и меньшего среднегодового потребления дизельного топлива (на 7 тонн).
В качестве второго примера рассмотрим ДСЭС «Вариант 2» с расположением в южном районе Республики Якутия. (Усть-Майский район, н.п. Усть-Миль). Географические координаты 59,41 С.Ш. и 133,06 В.Д. В поселении находится метеостанция № 31041, фиксирующая параметры окружающей среды с шагом 3 часа. На текущий момент количество лет метеонаблюдений равно 9.
Примечание: Руст - установленная мощность, Ks - стоимость элемента, Куст - затраты на доставку и установку оборудования, Щ - ежегодные эксплуатационные издержки по элементам.
В полученном оптимальном варианте на протяжении всего цикла эксплуатации необходимо выполнить две замены АБ. Издержки, связанные с заменой АБ, составляют 3,815 млн. рублей с учетом дисконтирования. В таблице 3.11 представлены среднегодовые значения генерируемой, аккумулируемой мощности.
Согласно полученным результатам комплексной оптимизации ДСЭС «Вариант 2» для метеоусловий н.п. «Усть-Миль» оптимальной технологией производства электроэнергии является фото-дизельный комплекс генерации со свинцово-кислотными АБ. Применение литий-ионных АБ позволяет исключить замену АБ на протяжении всего цикла эксплуатации. Стоимость произведенного кВт ч меньше в варианте со свинцово-кислотными АБ, за счет меньших капиталовложений в АБ, при практически одинаковом потреблении дизельного топлива.
В качестве третьего примера рассмотрим ДСЭС «Вариант 3» с условием расположения на территории юго-западной Якутии (Ленский район, н.п. Алысардах). Географические координаты 59,52 С.Ш. и 111,92 В.Д. В 30 километрах от поселения находится метеостанция № 30054, фиксирующая параметры окружающей среды с шагом 3 часа. На текущий момент количество лет метеонаблюдений равно 10.
Максимальная нагрузка потребителей наблюдается в зимний период и составляет 900 кВт, а минимальная 300 кВт в летний.
Существенный рост отказов ВЭУ и простоев по ремонтно восстановительным работам, а также затрат на техническое обслуживание и ремонт ВЭУ происходит вместе с выработкой ресурса и, что характерно для ВЭУ начинается с 8 – 12 год эксплуатации. Эффективным средством, препятствующим этому и увеличивающим срок эксплуатации ВЭУ является капитальный ремонт, возвращающий коэффициент потока отказов ВЭУ на достаточно низкий уровень (3 – 5 отказов)
Стоимость капитального ремонта может составлять до 10% и более от первоначальной стоимость ВЭУ. Капитальный ремонт современных ВЭУ с 20 – летним сроком эксплуатации предусматривается после 8 – 12 лет эксплуатации.
В расчетной модели принимается, что капитальный ремонт всех ВЭУ находящихся в ветропарке начнется при достижении значения наработки хотя бы одного агрегата равной 8 годам эксплуатации (70080 часов). Это обусловлено тем, что наработки разных ВЭУ, как правило достаточно близки друг к другу. Более того капитальный ремонт в условиях Севера выгоднее проводить у всех ВЭУ одновременно. Продолжительность капитального ремонта всех ВЭУ составляет 2700 часов (72 часа на один агрегат). Отметим, что при выходе ВЭУ в капитальный ремонт, остальные элементы, находящиеся в непосредственной электрической связи (ТР, ВЛ) также выходят на запланированное обслуживание.
Значение наработки при котором ФЭП выходят на капитальный ремонт составляет 17520 часов. Как и в ситуации с ВЭУ, соответствующие элементы силовой электроники, трансформации и передачи (СИН, ТР и ВЛ) также выходят на соответствующее ТО одновременно. Продолжительность ремонта составляет 1120 часов. В отличие от ВЭУ и ФЭП для которых проводится только капитальный ремонт, для ДГУ проводится еще текущий и плановый ремонты, которые отличаются разными значениями наработки ДГУ, составом работ, их продолжительностью и стоимостью. В таблице 3.24 показаны значения наработки, при которых ДГУ выходят на запланированные ТО и ремонты, продолжительность ремонта, а также их стоимость. Таблица 3.24 - Временные и стоимостные показатели запланированных ремонтов и ТО ДГУ ТО и ремонт Начало ремонта(при достижениинаработки), ч Продол-тьремонта - АТ Р,ч Стоимость ТО илиремонта - М[ р,млн.руб. Текущий 2500 24 0,39 Плановый 6000 96 1,3 Капитальный 16000 1000 3 После того как, все представленные численные значения, характеристики и логические условия внеслись в модель ДСЭС с учетом надежности и запланированных ТО и ремонтов, производится серия (50) расчетов для каждого состава оборудования. Основные параметры и их значения при каждом расчете ДСЭС «Вариант 3» представлены в таблицах 1 – 9 Приложения Б.
Комплексная оптимизация децентрализованной системы электроснабжения для метеоусловий Усть–Майского района Республики Якутия
Существенный рост отказов ВЭУ и простоев по ремонтно восстановительным работам, а также затрат на техническое обслуживание и ремонт ВЭУ происходит вместе с выработкой ресурса и, что характерно для ВЭУ начинается с 8 – 12 год эксплуатации. Эффективным средством, препятствующим этому и увеличивающим срок эксплуатации ВЭУ является капитальный ремонт, возвращающий коэффициент потока отказов ВЭУ на достаточно низкий уровень (3 – 5 отказов)
Стоимость капитального ремонта может составлять до 10% и более от первоначальной стоимость ВЭУ. Капитальный ремонт современных ВЭУ с 20 – летним сроком эксплуатации предусматривается после 8 – 12 лет эксплуатации.
В расчетной модели принимается, что капитальный ремонт всех ВЭУ находящихся в ветропарке начнется при достижении значения наработки хотя бы одного агрегата равной 8 годам эксплуатации (70080 часов). Это обусловлено тем, что наработки разных ВЭУ, как правило достаточно близки друг к другу. Более того капитальный ремонт в условиях Севера выгоднее проводить у всех ВЭУ одновременно. Продолжительность капитального ремонта всех ВЭУ составляет 2700 часов (72 часа на один агрегат). Отметим, что при выходе ВЭУ в капитальный ремонт, остальные элементы, находящиеся в непосредственной электрической связи (ТР, ВЛ) также выходят на запланированное обслуживание.
Значение наработки при котором ФЭП выходят на капитальный ремонт составляет 17520 часов. Как и в ситуации с ВЭУ, соответствующие элементы силовой электроники, трансформации и передачи (СИН, ТР и ВЛ) также выходят на соответствующее ТО одновременно. Продолжительность ремонта составляет 1120 часов. В отличие от ВЭУ и ФЭП для которых проводится только капитальный ремонт, для ДГУ проводится еще текущий и плановый ремонты, которые отличаются разными значениями наработки ДГУ, составом работ, их продолжительностью и стоимостью. В таблице 3.24 показаны значения наработки, при которых ДГУ выходят на запланированные ТО и ремонты, продолжительность ремонта, а также их стоимость. После того как, все представленные численные значения, характеристики и логические условия внеслись в модель ДСЭС с учетом надежности и запланированных ТО и ремонтов, производится серия (50) расчетов для каждого состава оборудования. Основные параметры и их значения при каждом расчете ДСЭС «Вариант 3» представлены в таблицах 1 – 9 Приложения Б.
В таблице 3.25 представлены осредненные значения основных эксплуатационных параметров ДСЭС с учетом надежности (по результатам 50 расчетов). В результате серии расчетов (50) получены результаты комплексной оптимизации состава оборудования с учетом надежности. Как видно оптимальные соотношения установленных мощностей основного генерирующего оборудования составляют следующие значения: ФЭП – 1550 кВт, ВЭУ – 1850 кВт, АБ – 7140 кВт ч.
Средняя стоимость произведенного кВт ч при учете надежности увеличилась на 5,1% и составляет 18,72 руб./кВт ч (по сравнению с расчетом без учета надежности - 17,8 руб. кВт ч).
Более детально представим основные эксплуатационные параметры ДСЭС с учетом надежности для полученного состава оборудования на каждом году расчета в 43 расчете из серии – таблица 3.26. Как видно, в момент при котором наступает недоотпуск электроэнергии, наблюдаются низкие значения генерации от ВЭУ и ФЭП (рисунок 3.15 а, б). В частности, это связано с зимним периодом (декабрь), и как следствие низким уровнем интенсивности солнечного излучения, а также практически полным отсутствием ветра. В такие моменты значительно увеличивается загрузка ДГУ1,2. Отметим, что данный период ДГУ1 находится в запланированном капитальном ремонте. Аварийный отказ ДГУ2 и вывод его в ремонт, сопровождается полным разрядом АБ, при максимальных значениях нагрузки и недоотпуском электроэнергии потребителям.
Как видно, в случает отказа главного ТР ДСЭС, электроснабжение от ФЭП и ВЭУ полностью прекращается. Наработка всех элементов в момент отказа стоящих ниже ТР также останавливается на ранее достигшем значении. Однако подобные отказы главного трансформатора ДСЭС как правило не приводит к возможному недоотпуску электроэнергии, благодаря достаточно быстрому устранению последствий аварийного отказа ТР и имеющимся в ДСЭС АБ и ДЭС, которые в момент отказа главного ТР (и отсутствием генерации от ВИЭ) смогут снабжать электроэнергией потребителей.
Учет надежности позволяет определить влияние аварийных и запланированных ТО и ремонтов на ранее полученный оптимальный состав оборудования без учета надежности, а также на стоимость произведенного кВт ч. Такой подход позволяет учесть процессы, возникающие в реальной эксплуатации. Полученные значения стоимости произведенного кВт ч при расчете ДСЭС с учетом надежности показали, что стоимость произведенного кВт ч увеличилось на 5,1% по сравнению с аналогичной стоимостью рассчитанной без учета надежности и более детального учета затрат на запланированные ТО, и послеаварийные ремонты.
Следовательно, решение задачи комплексной оптимизации установленных мощностей основного генерирующего оборудования, сетевых элементов, и устройств аккумулирования необходимо выполнять в два этапа.
На первом этапе находятся оптимальные установленные мощности без учета надежности. На втором этапе в окрестностях полученного оптимального решения проводятся расчеты с учетом надежности оборудования, что позволяет уточнить значение стоимости произведенного кВт ч, а также полученное оптимальное решение. Среднегодовой недоотпуск электроэнергии в полученном оптимальном варианте с учетом надежности составляет 0,07% от годового потребления электроэнергии.