Планирование ремонтов генерирующих агрегатов в ЭЭС.

Если же принять, что для каждой территориальной зоны есть и свой норматив балансовой надежности, обосновывая это так называемым «рыночным подходом», то, в конечном итоге, это станет образцом несправедливости (где-то надежность электроснабжения ниже, а где-то - выше). О каком нормативе тогда идет речь? Если же где-то показатель балансовой надежности Р окажется более 0,996, о чем было сказано, то это положительный результат для энергетической компании соответствующей территориальной зоны.Мероприятия по повышению показателей балансовой надежности и резерва должны включать в себя две составляющие.Первое и самое важное - обеспечить резерв и поднять уровень балансовой надежности там, где она ниже норматива, но для этого нужно четко знать, где это происходит. По этой причине определение территориальных зон в модели ЕЭС для расчетов балансовой надежности является достаточно ответственной операцией. Количество территориальных зон должно быть не менее количества административных субъектов РФ. Но поскольку внутри данных зон вероятныэнергорегионы, связи которых с остальной системой слабы, то должна быть проведена тщательная работа по формированию расчетной схемы ЕЭС с выделением зон равной надежности (зон свободных перетоков), которые, как уже давно принято, замещаются в схеметак называемыми «концентрированными» узлами. Внутри данных зон принимается, что пропускные способности связей обеспечивают все вероятныеперетоки мощности во всех вероятных режимах (ремонтных, нормальных, аварийных).Второе - реализация резерва, в том числе, выбор размещения и вида резервов, а также исключение запертой мощности. Для оценки и расчетов балансовой надежности должна быть создана (или взята, если есть) имитационная модель ЕЭС, в которой были бы учтены все факторы, оказывающие влияние на надежность: уровни и размещение генерирующих мощностей, нагрузок, пропускных способностей связей; надежностныеи энергетические показатели оборудования; учет существующих норм на проведение разных видов ремонтов оборудования (средних, текущих, капитальных, на реконструкцию, модернизацию, техперевооружение и пр.) [10].Если принять за основу нормирование балансовой надежности, то обеспечение ее норматива «автоматически» в ходе расчета определит схему и значение размещения генерирующей мощности в ЕЭС. Таким образом, их дополнительное нормирование не нужно. При этом нормы на проведение плановых ремонтов задают в исходных данных для расчета. Необходимая величина полного резерва мощности является итогом расчета балансовой надежности, так же как и необходимые запасы по пропускным способностям связей. При этом нельзя резерв, который был получен в ходе оптимальных расчетов балансовой надежности, называть нормативным. Это - резерв мощности, который нужен для обеспечения нормативной балансовой надежности. И лучше использовать традиционный термин - полный резерв мощности - вместо в настоящее время предлагаемого «суммарного».Полный резерв мощности включает в себя резервы на компенсацию мощностей, которые вводятся в капитальный и текущий ремонт и т. д., а также оперативный резерв для компенсации мощности, аварийновыходящий из работы, и для регулирования частоты (так называемые коммерческий и стратегический резервы рассматриваются отдельно).При выборе размещения величины резервов мощности в системе нужно определять, какой вид резерва нужен (на ГЭС, на ГТУ, ТЭС, ПГУ и т.д.).Что касается выбора относительных или абсолютных величин, то необходимо и то и другое, в зависимости от решаемой задачи.Относительная величина резерва генерирующей мощности должна быть соотнесена с регулярным годовым максимумом нагрузки соответствующего энергорегиона или ЕЭС в целом, а не с установленной мощностью генерации.Процессы оптимизации полного резерва генерирующей мощности, а также запасов пропускных способностей связей в рамках обеспечения норматива балансовой надежности должны быть выполненыв одно время с учетом экономических характеристик их эксплуатацииисооружения.Если же принимается решение нормировать не балансовую надежность, а полный резерв, то тогда никаких расчетов на модели ЕЭС не нужно, и можно обойтись экспертными оценками. Одновременное нормирование и показателя балансовой надежности, и всех видов резервирования генерации, помимо норм на ремонты (а также без увязки с пропускными способностями связей), не представляется возможным. По мнению авторов, предпочтение нужно отдавать балансовой надежности.От достоверности и полноты исходных данных зависят получаемые показатели балансовой надёжности ЭЭС и, следовательно, размещения резервов мощности. ЗаключениеТаким образом, можно сделать следующие выводы.В современных условиях функционирования Единой энергосистемы РФвозникают проблемы, которые снижают ее эффективность. Одна из них - необоснованные избытки генерирующей мощности, которые приводят к неэффективной работе ЕЭС, к повышению стоимости электроэнергии для потребителей и иным отрицательным последствиям.Чтобы избежать этого, нужно сделать следующее.1. Целесообразно нормировать балансовую надежность, а не резервы генерирующих мощностей. Это имеет связь как с общепринятой практикой (в том числе, зарубежной), так и с тем, что норматив балансовой надежности определяет и необходимый резерв генерирующей мощности, и его размещение в системе с учетом пропускных способностей межсистемных связей.2. В настоящее время в России наблюдается избыток мощностей, а, следовательно, и высокий уровень балансовой надежности в большинстве региональных энергосистем. Но есть отдельные энергорайоны, в которых расчетные уровни балансовой надежности низкие (ниже 0,996). Рекомендовано, приняв необходимый норматив (например, 0,996),добиваться его выполнения там, где показатель ниже, не снижая данные показатели там, где они на текущий момент выше.3. Точность расчетов в значительной мере определяется качеством исходной информации. Нужна большая работа для создания на федеральном уровне инфраструктуры сбора и обработки первичных данных о показателях функционирования ЭЭС и оборудования. Это будет способствовать улучшению обоснованности принимаемых решений по обеспечению балансовой надёжности и необходимых для этого объемов и размещения резервирования генерирующих запасов и мощностей пропускных способностей связей.Список использованных источниковВлацкая Л.А., Семенова Н.Г. Применение генетических алгоритмов в задачах оптимизации размещения компенсирующих устройств // Электротехнические системы и комплексы. -2019. - № 4. - С. 21-28.Воронов Ю.П. Резервы энергетических мощностей: еще одна бездонная бочка. - ЭКО. - 2017. - № 9. - С. 125-143.Мартынюк М.В. Адаптация генетического алгоритма для решения задач управления состоянием электрической сети // Информатика и управление в технических и социальных системах. - 2019. - № 3. - С. 47-56.Кычкин А.В., Чудинов А.В. Применение генетического алгоритма для оптимизации размещения альтернативных источников энергии в локальном сегменте активно-адаптивной сети // Системы. Методы. Технологии. - 2016. - № 1. - С. 76-82.Abido M.A. An efficient heuristic optimization technique for robust power system stabilizer design // Electric Power Systems Research. 2001. Vol. 58, no. 1. Pp. 53-62.Mahdad B. Optimal reconfiguration and reactive power planning-based fractal search algorithm: A case study of the Algerian distribution electrical system // Engineering Science and Technology, an International Journal. 2019. Vol. 22, no. 1. Pp. 78-101.Metia A., Ghosh S. A Literature Survey on Different Loss Minimization Techniques used in Distribution Network // International Journal of Scientific Research and Education. 2015. Vol. 3, no. 6. Pp. 3861-3877.Rekha, Kumar A., Singh A.K. Optimization of Controller Parameters for Non-Linear Power Systems Using Different Optimization Techniques // International Journal of Engineering Research & Technology. 2013. Vol. 2. no. 6. Pp. 228-233.Shi R., Cui C., Su K., Zain Z. Comparison Study of Two Meta-heuristic Algorithms with Their Applications to Distributed Generation Planning // Energy Procedia. 2011. Vol. 12, no. 1. Pp. 245-252.