Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators

A model of the economic optimization of a composition of regulating power units in TPP taking the dynamic cyclic load capability into account is developed. The necessary conditions for maintaining the power grid’s frequency in accordance with modern standards are considered. The model foresees the u...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2012
Автори:	Dubovskoy S.V., Grigoriev R.V., Babin M.E.
Формат:	Стаття
Мова:	Українська
Опубліковано:	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2012
Теми:	power frequency disturbances electrothermal consumer-regulators thermal power plant.
Онлайн доступ:	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/442
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	System Research in Energy
Завантажити файл:

Репозитарії

System Research in Energy

_version_	1871103808492273664
author	Dubovskoy S.V. Grigoriev R.V. Babin M.E.
author_facet	Dubovskoy S.V. Grigoriev R.V. Babin M.E.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "Dubovskoy S.V.", "institution": null }, { "author": "Grigoriev R.V.", "institution": null }, { "author": "Babin M.E.", "institution": null } ]
author_sort	Dubovskoy S.V.
baseUrl_str	https://systemre.org/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T12:57:39Z
description	A model of the economic optimization of a composition of regulating power units in TPP taking the dynamic cyclic load capability into account is developed. The necessary conditions for maintaining the power grid’s frequency in accordance with modern standards are considered. The model foresees the use of electrothermal consumer-regulators constantly switched-on during the operation of a system. These consumer-regulators can consist of many high-power electrothermal conversion plants (such as heat pumps), which are installed in available heat supply systems.The model was tested on an example that matches the general features of the integrated power system of Ukraine. According to the model calculations, it is determined that the current composition of TPP cannot independently ensure the required standards for the recovery rate of power in the integrated power system of Ukraine in the case of a powerful unit failure (condition “N-1” ENTSO-E). It is necessary to use consumer-regulators with capacities from 350-400 MW to 1000 MW to eliminate the power shortage. This will ensure not only the necessary time transients for the elimination of an estimated incident, but also will improve the efficiency of thermal power plants by reducing the value of spinning reserve of the supplementary regulation.
first_indexed	2026-03-24T02:01:46Z
format	Article
fulltext	15ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) Важливість питань вибору енергетичного устаткування для регулювання частоти в елек� тричній мережі важко переоцінити, і ця пробле� ма з кожним роком все більше загострюється. Основними причинами цього можна вважати: • прогресуючі несприятливі зміни добових і сезонних графіків електричного навантажен� ня (ГЕН) енергетичних систем, що виникають внаслідок зростання частки непромислового, в тому числі побутового електроспоживання в структурі загального споживання електричної енергії; • постійне зростання вимог до показників якості електричної енергії, зокрема, щодо точ� ності підтримки частоти електричного струму, стійкості, надійності та збалансованості робо� ти енергетичних систем в умовах їх приєднан� ня до великих міждержавних енергетичних об’єднань; • зростання рівнів раптових непередбачу� ваних змін частоти струму, зумовлене стрімким розвитком “зеленої” електроенергетики, зокре� ма, на базі вітрових і сонячних електростанцій, що характеризуються значними стохастични� ми коливаннями надходження первинного енергоресурсу. Разом з тим можливості підтримки частоти шляхом змін генеруючої потужності енергетич� них систем стають дедалі меншими. Поясню� ється це прогресуючим зростанням дефіциту пікових потужностей високоманеврених ГЕС, які є на сьогодні найбільш ефективним засобом підтримки швидкозмінних електричних наван� тажень внаслідок вичерпання залишкового потенціалу їх розвитку. Свій внесок до пробле� ми додає також зниження маневрених можли� востей існуючих ТЕС, які виконують основні функції регулювання частоти, заміщуючи ГЕС у періоди надлишків гідроресурсу (сезонні повені) або його нестачі. Внаслідок значного зростання вартості природного газу останніми роками практично виключаються можливості тривалого використання маневреного облад� нання на основі потужних газомазутних енер� гоблоків ТЕС і ТЕЦ [1]. У силу означених обставин, основну роль у регулюванні змінних навантажень енергетич� них систем останніми роками відіграють тепло� ві електричні станції (ТЕС) на твердому пали� ві. Основна їх частина проектувалася на несен� ня переважно базових і напівпікових електрич� них навантажень із заздалегідь обмеженими статичними і динамічними показниками манев� реності. Основне і допоміжне обладнання більш як 80% енергоблоків вугільних ТЕС знаходяться в експлуатації більше 25–30 років і характеризу� ється значним фізичним і моральним зношен� ням. Велика їх частина відпрацювала парковий ресурс (200 тис. год) і знаходиться в експлуата� ції на термін індивідуального (призначеного) ресурсу. Такі енергоблоки потребують обереж� ної експлуатації за умов збереження залишко� вого ресурсу міцності металу і характеризують� ся наявністю певних обмежень на припустимі швидкості навантаження і кількість понадпла� УДК 621. 311 С.В. ДУБОВСЬКИЙ, д�р техн. наук; Р.В. ГРИГОР’ЄВ, М.Є. БАБІН Інститут загальної енергетики НАН України, Київ МЕТОДИЧНІ ОСОБЛИВОСТІ ОПТИМІЗАЦІЇ СКЛАДУ РЕГУЛЮЮЧИХ ЕНЕРГОБЛОКІВ ТЕС З ОБМЕЖЕНИМИ ДИНАМІЧНИМИ ВЛАСТИВОСТЯМИ З УРАХУВАННЯМ ЇХ ВЗАЄМОДІЇ ІЗ СИСТЕМНИМИ СПОЖИВАЧАМИ"РЕГУЛЯТОРАМИ Розроблено вдосконалену модель економічної оптимізації складу і режимів викори& стання енергоблоків ТЕС з врахуванням обмежень на динамічні властивості та можли& вості спільної роботи з центрально&керованими споживачами&регуляторами. За результатами апробації моделі визначено, що для ліквідації дефіциту маневрових потужностей в ОЕС України достатнє залучення споживачів&регуляторів потужністю 350–400 МВт за умови належного функціонування систем регулювання на енергобло& ках ТЕС, а також, що їх використання дозволить, крім поліпшення динамічних властиво& стей енергосистеми знизити системні витрати за рахунок зниження необхідного резерву обертової потужності. К л ю ч о в і с л о в а: потужність, частота, збурення, електротеплові споживачі=регуля= тори, ТЕС. © С.В. ДУБОВСЬКИЙ, Р.В. ГРИГОР’ЄВ, М.Є. БАБІН, 2012 нових пусків навіть порівняно з проектними показниками. Незважаючи на це, енергоблоки вугільних ТЕС у цілому забезпечують регулювання напівпікової частини добових ГЕН енергетич� них систем, що характеризуються відносно невеликими швидкостями змін навантаження, хоча і ціною певних втрат палива і робочого ресурсу, зумовлених необхідністю щоденних зупинок певної кількості енергоустановок внаслідок недостатнього діапазону регулюючої потужності. Однак останніми роками вимоги щодо швидкості набирання навантажень енергобло� ками ТЕС помітно зросли. Пов’язано це з впро� вадженням нових нормативів підтримки часто� ти в умовах виникнення аварійних небалансів потужності в енергетичній системі (наприклад, при раптових зупинках значних генеруючих потужностей), що суттєво обмежують необхід� ний час відновлення частоти електричного струму після аварійної втрати одиниць гене� руючої потужності. У ближній перспективі, внаслідок широкого впровадження у енерге� тичних системах вітрової і сонячної енергети� ки, що характеризуються швидкими змінам потужності, вимоги щодо необхідної швидкості набирання навантажень посиляться ще більше. На даний момент в Україні склад генерую� чих енергоблоків ТЕС та режими їх викори� стання повинні відповідати вимогам норматив� них документів [2, 3], котрими регламентуєть� ся необхідний резерв потужності, зазначаються блоки для нічних зупинів, ремонтів та обов’яз� ково працюючі станції. Відповідно до [2] визна� чаються норми відхилення частоти в мережі при різних ситуаціях та мінімальний час їх усунення. Для вирішення проблеми підтримки часто� ти в електричних мережах розроблено концеп� цію “Державної цільової програми інтеграції ОЕС України до енергетичного об’єднання енергосистем європейських держав”, за котрою передбачається встановлення нових систем регулювання, модернізація та реконструкція старих енергоблоків ТЕС, нове будівництво систем управління енергосистемою та об’єктів мережі. За попередніми розрахунками для здійснення перелічених заходів потрібні бага� томільярдні витрати коштів і значні витрати часу [3]. Але навіть проведення усіх запланова� них заходів не гарантує того, що коливання частоти в мережах буде відповідати усім нор� мам в умовах широкого використання в Украї� ні вітрових та сонячних електростанцій, які характеризуються стохастичними надходжен� нями первинного ресурсу. Забезпечення підвищених вимог щодо манев� реності дається ціною певних додаткових системних витрат і цей фактор все сильніше впливатиме як на вибір складу, так і на еконо� мічні наслідки роботи ТЕС у цілому. Разом із тим забезпечення зростаючих вимог щодо швидкості ліквідації раптових збурень частоти засобами первинного і вторинного регулюван� ня енергоблоків ТЕС не завжди є можливим з технічної та економічної точок зору. У таких випадках існує можливість допов� нення регулюючих можливостей енергоблоків загальносистемними засобами регулювання електричних навантажень. Їх роль традиційно виконують гідроакумулюючі електростанції (ГАЕС). Однак останніми роками спорудження ГАЕС стикається із складнощами екологічного характеру, які обмежують потенціальні можли� вості їх використання. Разом із ними останніми роками підсилю� ється інтерес до використання системних аку� муляторів енергії інших типів та споживачів� регуляторів (СР), здатних змінювати свою потужність за сигналами регулюючих органів енергетичної системи. Одним з перспективних напрямів використання СР в енергетичних системах країн з розвиненою системою центра� лізованого теплопостачання, до яких належить, зокрема Україна, вважається створення окре� мої системи спеціалізованих СР, включених у контури системи автоматичного регулювання частоти і потужності (АРЧП) енергетичної системи. Такі СР можуть складатися з множи� ни потужних установок електротеплового перетворення, що встановлюються у існуючих системах теплопостачання і резервуються існуючими джерелами теплової енергії або використовують великі акумулятори теплової енергії. Найбільш ефективним типом електро� теплових споживачів�регуляторів (ЕТСР) необхідно вважати теплонасосні установки [4], використання яких дозволяє максимально зни� зити споживання органічних палив у системах теплопостачання і, відповідно, шкідливі еколо� гічні наслідки від їх спалювання. Питання впровадження тих або інших системних споживачів�регуляторів для під� 16 ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) С.В. ДУБОВСЬКИЙ, Р.В. ГРИГОР’ЄВ, М.Є. БАБІН тримки частоти та ущільнювання графіків електроспоживання висвітлено у багатьох роботах [5–8], але вони потребують додатково� го розгляду щодо оптимальної взаємодії СР з регулюючими ТЕС. Матеріал дослідження Економічний вибір складу енергоблоків ТЕС, призначених для покриття добових ГЕН, є однією з класичних задач оптимізації функ� ціонування енергосистем і може вирішуватися різними методами, наведеними, зокрема в роботах [9–19]. Але існуючі оптимізаційні моделі недостат� ньо враховують необхідні умови підтримки частоти в електричних мережах відповідно до сучасних українських та міжнародних норм та потребують прийняття додаткових обмежень, що стосуються динамічних властивостей енерго� устаткування. Задача економічної оптимізації складу енер� гоблоків ТЕС з урахуванням факторів динаміч� ної маневреності може бути сформована таким чином. З певної кількості наявних енергоблоків� кандидатів різних типів кількістю Z необхідно вибрати М ≤ Z енергоблоків робочої групи, які б забезпечили виробництво певної кількості електричної енергії W з підтримкою наперед відомого графіка електричних навантажень енергетичної системи впродовж заданого періоду часу То, наприклад, календарної доби з додержанням екстремального значення певно� го критерію ефективності С та забезпеченням компенсації імовірних раптових аварійних збу� рень сумарної генеруючої потужності енерго� системи р* за певний нормований час постава� рійного періоду t, в тому числі взаємодіючи з СР. Вважається, що СР постійно включені у роботу, споживаючи певну потужність рcр ≤ р впродовж розрахункового періоду To, і мають можливість миттєво відключатись від системи за фактом раптових збурень генеруючої потуж� ності. Вважається, що графік електричного наван� таження ТЕС зображений у вигляді послідов� ності дискретних часових зон кількістю J та тривалістю τj(j = 1...J) з сталим значенням навантаження Pj у кожній зоні. При цьому маємо Математичне формулювання цієї задачі надано нижче: У наведених рівняннях введено такі позна� чення: С – системний показник ефективності, що підлягає мінімізації; W – споживання елек� тричної енергії, виробленої ТЕС згідно з ГЕН вибраного часового періоду; – макси� мальна робоча (наявна) потужність кожного енергоблока; – мінімальна робоча потуж� ність кожного з енергоблоків; Ni,j – шукана роз� рахункова потужність кожного енергоблока у кожній часовій зоні ГЕН; ΔN1, ΔN2 – сумарні нормативні резерви первинного і вторинного регулювання, розміщені на ТЕС, ΔN1i, ΔN2i – резерви первинного і вторинного регулювання, відповідно, розміщені на кожному енергоблоці ТЕС, Pmax, Pmin – максимальне і мінімальне зна� чення ГЕН ТЕС; t – розрахунковий час реаліза� ції резерву вторинного регулювання; t* – зада� ний час реалізації резерву вторинного регулю� вання; mi – припустима швидкість набирання навантаження кожним енергоблоком, αi – шукані коефіцієнти участі енергоблоків у регу� люванні ГЕН, що можуть набувати цілих зна� чень 0 або 1; βi – шукані значення коефіцієнтів min iN max iN 17ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) Методичні особливості оптимізації складу регулюючих енергоблоків ТЕС з обмеженими динамічними властивостями τ = =∑ 1 ; J j o j T (1) τ =∑ .j jP W (2) ⇒ min,C (3) α = ≥ + + Δ + Δ∑ max max 1 2 1 , Z i i cр i N P P N N (4) α = ≤ +∑ min min 1 , Z i i ср i N P P (5) α = = +∑ , 1 , Z i i j j ср i N P P (6) ≥ = =min , , 1... ; 1... ,i j iN N i Z j J (7) ≤ − Δ − Δ = =max , 1 2 , 1... ; 1... ,i j i i iN N N N i Z j J (8) α = Δ = Δ∑1 1 1 Z i i i N N (9) α = Δ = Δ =∑ * 2 2 1 , Z i i i N N p (10) α β Δ = =( ), 1... ,i i i i N t MAX i Z m (11) ≤ .t t (12) участі енергоблоків у покритті мінімальної потужності ГЕН, що можуть набувати значень 0 (зупинка з подальшим пуском) або 1 (неперер� вна робота). Для вирішення багатьох задач оптимізації енергосистем достатньо розглядати не окремі енергоблоки, а їх сукупності (групи). У цьому разі індекс “i” у (4) – (11) відноситься до відпо� відної групи, а шукані коефіцієнти участі можуть набувати цілих значень у діапазоні 0 ≤ αi ≤ Mi, 0 ≤ βi ≤ Mi, де Mi – кількість енерго� блоків�кандидатів кожної групи. У ролі показника ефективності, що підлягає мінімізації, можуть розглядатися сумарна і питома витрата палива ТЕС, середня вартість виробництва електричної енергії, її гранична вартість (вартість виробництва на найменш ефектному енергоблоці системи, вибраного для підтримки ГЕН), сумарні і питомі викиди шкідливих речовин та ін. Надалі вважається, що вартість виробниц� тва електричної енергії енергоблоками поді� ляється, згідно з існуючою практикою, на умов� но сталу та умовно змінну складові: де – умовно стала складова вар� тості виробництва електроенергії, C1i = cfi ⋅ Bi – умовно змінна складова вартості виробництва електроенергії, Bi – витрата палива на вироб� ництво електричної енергії, cfi – ціна палива для кожного енергоблока, coi – питома вартість утримання енергоблока у робочому стані впро� довж години, To – період, протягом якого роз� глядається робота устаткування; Ni o – встано� влена (перемаркована) потужність кожного енергоблока. Мінімально припустима потужність енерго� блоків може набувати у моделі різних значень, що відповідають реальним можливостям їх використання у зонах ГЕН з мінімальною потужністю. В основному варіанті мінімально припусти� ма потужність відповідає потужності техноло� гічного мінімуму навантажень Ni min = Ni тм. При цьому передбачається, що якщо за умовами підтримки ГЕН утримання енергоблока на потужності технологічного мінімуму є не� можливим, він зупиняється. При цьому міні� мальна потужність енергоблока набуває нульо� вого значення Ni min = 0. Цьому стану відповідає нульове значення коефіцієнта участі βi. У разі збільшення навантаження енергоблок може знов вводиться у роботу із витратою певної кількості пускового палива, що залежить від часу його простою. Разом з тим у моделі передбачаються ва� ріанти, за яких частина енергоблоків, незва� жаючи на суттєве зниження економічності, може розвантажуватись до стану холостого ходу, тобто працювати у діапазоні потуж� ностей від 0 до технологічного мінімуму задля збереження необхідного обертового резерву системи. Цьому варіанту, як і варіанту нор� мальної роботи з потужністю, більшою за тех� нологічний мінімум, відповідає коефіцієнт участі βi =1. Витрати палива кожним з енергоблоків на виробництво електричної енергії задаються їх енергетичними і паливними характеристика� ми. В існуючій практиці енергетичні характе� ристики енергоблоків прийнято задавати білі� нійними залежностями [20]: де Boi – витрата палива холостого ходу; b1i, b2i – сталі прирістні коефіцієнти. Можливі і інші, більш складні форми їх представлення, наприклад, у вигляді поліліній� них (табличних) залежностей із довільною кількістю дискретних зон. Для використання у наведеній моделі, характеристики, задані у діапазоні потужностей від технологічного міні� муму до максимальної, необхідно доповнити також залежністю для можливих режимів гли� бокого розвантаження. У найпростішому випадку вони можуть бути прийняті у вигляді Вартість виробництва електричної енергії кожним енергоблоком за певний період часу Т (календарна доба), що підлягає мінімізації виз� начається за формулою де – основні змінні витрати, Ci пуск = = с1iΔBi(τn) – додаткові змінні витрати, ΔBi(τn) – витрати палива на пуск після періоду простою, τn, сoi, с1i – вартість основного і пускового пали� ва для кожного енергоблока. При цьому у ролі економічної характери� = ⋅1i oi iC c B = ⋅ ⋅o oi oi i oC c N T 18 ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) С.В. ДУБОВСЬКИЙ, Р.В. ГРИГОР’ЄВ, М.Є. БАБІН = + =1 , 1... ,i oi iC C C i Z (13) = + ⋅ ≤ ≤1 1, якщо ;тм i oi i i i i iB B b N N N N (14) = + ⋅ + >1 1 2 1, якщо ,i oi i i i i i iB B b N b N N N (15) = + ⋅ ≤ <1 1, якщо 0 .тм i oi i i i iB B b N N N (16) α β = = + + − ⋅∑ 1 1 ( (1 ) ), J пуск i i i oi i i j C C C C (17) стики системи ТЕС, що має бути зведеним до мінімуму, можуть використовуватись такі показники. Системна вартість виробництва електричної енергії: Середня питома вартість виробництва елек� тричної енергії: Гранична питома вартість виробництва електричної енергії: де i = 1...Z, – питома вартість вироб� ництва електричної енергії кожним енергобло� ком, Wi – виробіток електричної енергії енерго� блоком. При цьому маємо де w – виробіток електричної енергії для системних споживачів�регуляторів. У сучасному стані ОЕС України найбільш суттєвим обмеженням на динамічні властиво� сті енергоблоків є вимога щодо додержання необхідного часу відновлення частоти t енер� гетичній системі при виході з ладу найпотужні� шого енергоблока системи потужністю N0 max (вимога “N�1”) [21]. По мірі розвитку відновлюваної енергетики необхідно враховувати також імовірність сумі� щення двох подій: аварійної зупинки потужно� го енергоблока і різкого зниження потужності ВЕС та/або СЕС внаслідок втрати первинного ресурсу, що може відбуватися з високою швид� кістю. Отже, у перспективі розрахункові зна� чення аварійної втрати потужності можуть бути більшими за N0 max. Мінімально необхідна кількість енергобло� ків�кандидатів Zmin відповідає “економічному” розв’язку системи (1) – (10) без урахування обмежень на швидкодію (11) та (12). Відповід� ний “економічний” час вторинного регулюван� ня позначається надалі як t1. Якщо заданий час вторинного регулювання буде меншим за t1, то розв’язок системи буде відповідати економічному. У зворотному випадку необхідний час вторинного регулю� вання буде забезпечуватися за рахунок збіль� шення кількості енергоблоків, що вибираються до регулюючої групи. У граничному випадку, що відповідає максимально припустимій швидкодії системи ТЕС, до регулювання навантажень залучаються всі енергоблоки�кан� дидати. При цьому енергоблоки, виділені для розвантаження нижче технологічного мініму� му, повинні будуть примусово утримуватися у роботі навіть при нульовій потужності (стан холостого ходу), тобто всі коефіцієнти βi будуть мати ненульові значення. Відповідний мінімальний час реалізації резерву позначаєть� ся надалі як t2. Значення t2 можуть бути одер� жані з розв’язку системи (1) – (10), якщо запи� сати обмеження (11) у вигляді критерію t ⇒ min, а умову (12) ігнорувати. Найменша тривалість процесу ліквідації дефіциту потужності системи відповідає умові одночасності вичерпання резервів вторинного регулювання, розосереджених по енергобло� ках. З цього випливає, що розподіл резерву вто� ринного регулювання за енергоблоками має здійснюватися за формулою При цьому мінімальна тривалість процесу реалізації резерву вторинного регулювання системи ТЕС становитиме: З останнього виразу можна бачити, що швидкодія системи ТЕС залежить як від індиві� дуальних обмежень на швидкість навантажен� ня, так і від кількості енергоблоків�кандидатів. Зрозуміло, що збільшення швидкодії систе� ми ТЕС понад “економічне” значення дається ціною перевитрат ресурсів на утримання над� лишкової кількості енергоблоків на зниженій потужності. Можливість позбутися цих перевитрат дає залучення у систему споживачів�регуляторів. Їх впровадження дозволяє знизити необхідне значення резерву вторинного регулювання, а отже, і тривалість цього процесу. При цьому внаслідок зниження необхідного резерву вто� ринного регулювання на величину потужності СР зростає також і економічність системи. 19ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) Методичні особливості оптимізації складу регулюючих енергоблоків ТЕС з обмеженими динамічними властивостями = = ∑ 1 . Z i i S C (18) = = +∑ 1 , Z i i W W w (21) = ( ),is MAX s (20) = ∑ .Z i S s W (19) = i i i C s W α α = Δ = Δ = ∑ 2 2 1 , 1... .i i i Z i i i m N N i Z m (22) α = Δ = = ∑ 2 1 , 1... .Z i i i N t i J m (23) Апробація моделі Кількісний вплив зазначених факторів на економічність виробництва електричної енергії проаналізовано на модельному прикладі, що відповідає загальним рисам ОЕС України. У модельних розрахунках розглядався пов� ний склад системи ТЕС, що включав чотири групи пиловугільних енергоблоків, згрупова� них за типами турбоустановок – К�160�130 (6 од.), К�200�130 (42 од.), К�300�240 (43 од.), К�800� 240 (1 од.), та дві групи газомазутних енерго� блоків типів К�300�240 (2 од.) та К�800�240 (6 од.). Для частини блоків типів К�160�130 та К�200�130, що виділялися в окремі підгрупи, припускалася можливість глибоких розванта� жень до стану холостого ходу, а для решти бло� ків цього типу – лише до потужності техноло� гічного мінімуму. Розподіл енергоблоків за цими ознаками визначався за результатами оптимізації. Паливні характеристики енергоблоків, що розглядалися, приймалися за даними [20], а обмеження на швидкість навантаження – за даними [22], наведеними у табл. 1. Розрахунко� ві ГЕН ТЕС приймалися за даними НЕК “Укренерго” для характерних діб зимового періоду 2007 р. з розбивкою на погодинні дис� кретні зони (τj = 1 год, i = 1...24). У процесі апробації розробленої моделі про� вадилися три серії оптимізаційних розрахун� ків, результати яких порівнювалися із базовим розв’язком цієї задачі. За базове або економічне рішення було прийнято рішення, що відповідає умові мініму� му середньої питомої вартості виробництва електричної енергії без обмеження на швидко� дію. У цьому випадку розподіл обертового резерву між енергоблоками визначався у про� цесі оптимізації. У другій серії розрахунків визначався вплив фактора швидкодії на економічність системи ТЕС. Оптимізація системи провадилася за кри� терієм мінімуму часу реалізації вторинного резерву у разі виникнення у системі раптового дефіциту генерації у розмірі 1000 МВт : Розрахунки провадилися шляхом варіюван� ня сумарної кількості енергоблоків�кандидатів у діапазоні від повної їх встановленої кількості до економічної кількості, що визначалася базовим рішенням. У результаті оптимізації визначалися необхідний склад і погодинні режими роботи енергоблоків за їх групами і підгрупами, розра� хунковий час компенсації дефіциту потужності, витрати основного і пускового палива, питомі витрати палива на виробництво електричної енергії, повні і питомі витрати на виробництво електричної енергії всіма енергоблоками і ТЕС у цілому, оптимальний поділ обертового резерву між енергоблоками згідно з (24). Розрахунки третьої серії провадилися з метою визначення впливу потужності спожи� вачів�регуляторів на швидкодію та економічні характеристики системи ТЕС. Потужність СР варіювалася у діапазоні 100 – 1000 МВт. Опти� мізаційні розрахунки провадилися за критері� єм мінімуму середньої питомої вартості вироб� ництва електричної енергії. Вартість вугілля приймалася рівною 680 грн/т (900 грн/т у.п.). Вартість природного газу, що розглядався як основне паливо для газома� зутних енергоблоків і пускове паливо – для вугільних, приймалася на рівні 3600 грн/т у.п. Основні результати порівняльних розрахун� ків наведено у табл. 2. З наведених даних можна бачити, що гранична швидкодія системи ТЕС досягається у гіпотетичному випадку використання всіх встановлених енергоблоків системи. При цьому мінімально можливий час відновлення дефіциту потужності в системі оцінюється у 12,5 хв. Нормативний час відновлення дефіциту потужності відповідає використанню всіх вста� новлених енергоблоків 200 МВт, більша части� на з яких має працювати у режимі глибокого розвантаження у нічні години доби. Час післяаварійного періоду для системи економічного складу, що використовує 54 енер� гоблоки, оцінюється при цьому у 23,7 хв. Нормативний час відновлення дефіциту потужності (15 хв) відповідає використанню всіх встановлених енергоблоків 200 МВт, біль� 20 ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) С.В. ДУБОВСЬКИЙ, Р.В. ГРИГОР’ЄВ, М.Є. БАБІН Таблиця 1 – Норми гранично допустимих швидкостей зміни навантаження енергоблоків ТЕС [22] Тип енергоблока Припустима швидкість нава% нтаження, МВт/хв К�160�130 ЛМЗ 0,5 К�200�130 ЛМЗ 1 К�300�240 ХТГЗ 0,8 = ⇒( ) min.it МАКС t (24) ша частина з яких певний час працює у режимі глибокого розвантаження. При цьому внаслі� док неекономічного використання обладнання питомі середні витрати на виробництво елек� тричної енергії зростають з 359,6 грн/МВт·год до 375 грн/МВт, або на 4,1%. З іншого боку, впровадження СР сумарною потужністю 350 – 400 МВт дозволяє не тільки забезпечити достатню швидкодію системи, а й дещо знизити системну вартість виробництва електричної енергії – з 359,6 до 356,5 грн/МВт·год. При цьому збільшення потужно� сті СР понад 400 МВт викликає подальше зро� стання економічності виробництва електрич� ної енергії за рахунок перенесення все більшої частини обертового резерву з енергоблоків ТЕС на споживачі�регулятори із відповідним зростанням коефіцієнта використання макси� муму встановленої потужності енергоблоків. Таким чином, системні СР при спільній робо� ті з ТЕС дозволяють включати до робочої групи більш ефективне обладнання та знизити вар� тість виробництва, забезпечуючи достатні дина� мічні характеристики енергетичної системи. Питання ефективного використання елек� тричної енергії, спожитої СР, як і методи упра� вління ними залишаються за межами даної роботи. Разом з тим виходячи з розрахункових значень системної ефективності виробництва електричної енергії на ТЕС під час їх спільної роботи з СР (табл. 2) можна стверджувати, що у разі впровадження СР на основі теплових насо� сів з середнім коефіцієнтом перетворення 3,6 (показник, що досягнутий на потужних тепло� насосних станціях Швеції), питомі витрати на виробництво теплової енергії будуть нижчими, ніж на кращих газових водогрійних котельнях за існуючих цін на первинні енергоносії. Отже, впровадження СР забезпечить ефек� тивне заміщення природного газу у системах теплопостачання електричною енергією, яка одержується з використанням ядерного пали� ва, вугілля та гідроенергії, з відповідним поліп� шенням екологічної чистоти теплопостачання, що має сьогодні велике практичне значення. Насамкінець зазначимо, що результати наведених у роботі тестових розрахунків можуть розглядатися як орієнтовні. 21ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) Методичні особливості оптимізації складу регулюючих енергоблоків ТЕС з обмеженими динамічними властивостями Таблиця 2 – Оптимальний склад енергоблоків ТЕС за критеріями оптимуму економічності та швидкодії з урахуванням дії системних споживачів%регуляторів Кількість енергоблоків ТЕС за типами, одиниць С ум ар на к і% ль кі ст ь ен ер % го бл ок ів , од ин иц ь П от уж ні ст ь С Р , М В т К%160%130 К%160%130 К%200%130 К%200%130 К%300%240 К%800%240 Т ри ва лі ст ь ре гу лю ва н% ня , х в С ер ед ня в ар % ті ст ь ви ро б% ни цт ва , гр н/ М В т· го д 92(шв) 0 2 4 4 39 42 1 12,5 413,7 80 0 0 0 0 43 37 0 13,8 392,5 70 0 0 0 8 35 27 0 15,5 374,8 65 0 1 0 14 29 20 1 16,6 368,7 54(ек) 0 2 4 4 1 42 1 23,7 359,6 53 100 1 0 9 0 42 1 20,6 358,5 53 200 1 0 9 0 42 1 18,3 357,9 53 300 1 0 9 0 42 1 16,0 357,4 53 400 1 0 9 0 42 1 13,7 356,7 53 500 1 0 9 0 42 1 11,4 356,1 53 600 1 0 9 0 42 1 9,2 355,7 53 700 1 0 9 0 42 1 6,9 355,0 53 800 1 0 9 0 42 1 4,6 354,5 53 900 1 0 9 0 42 1 2,3 354,0 53 1000 1 0 9 0 42 1 0,0 353,4 *– енергоблоки глибокого розвантаження, ек – максимум економічності системи, шв – максимум швидкодії ТЕС. З іншого боку, розроблені моделі у разі використання реальних техніко�економічних показників енергоблоків, можуть використову� ватися при проведенні техніко�економічних порівнянь різних напрямів поліпшення дина� мічних характеристик енергетичних систем, що включають ТЕС з обмеженими показниками динамічної маневреності. ВИСНОВКИ 1. Розроблено вдосконалену модель оптимі� зації складу енергоблоків ТЕС з врахуванням обмежень на динамічні властивості та можли� вості їх спільної роботи з центрально�керова� ними споживачами�регуляторами. 2. Розроблену модель апробовано на при� кладі оптимізації складу ТЕС з використанням СР в ОЕС України. 3. Визначено, що існуючим складом ТЕС неможливо в повній мірі забезпечити необхідні вимоги щодо швидкості відновлення потужно� сті в ОЕС України в разі виходу з ладу найпо� тужнішого енергоблока (1 ГВт) внаслідок існуючих обмежень на швидкість навантажен� ня енергоблоків. 4. Для ліквідації дефіциту маневреності в ОЕС України достатнє залучення СР потужні� стю 350–400 МВт за умови належного функ� ціонування систем регулювання на енергобло� ках ТЕС. 5. При додатковому впровадженні СР потужністю до 1000 МВт забезпечується можливість підвищення ефективності роботи ТЕС із одночасним забезпеченням необхідних часових параметрів ліквідації розрахункової аварії. 6. Використання СР дозволить, крім поліп� шення динамічних властивостей енергосисте� ми, істотно знизити витрату палива на енерго� блоках за рахунок оптимізації їх складу. 1. Удод Е.И. Параллельная работа энергосистемы Украины с энергосистемами стран СНГ и Евро� пы / Е.И. Удод // Новини енергетики. – 2000. – № 4. 2. Основні вимоги щодо регулювання частоти та потужності в ОЕС України. Настанова. Наказ Мінпаливенерго України від 24 березня 2009 р. № 158. 3. Проект “Державної цільової програми інтеграції Об’єднаної енергетичної системи України до енергетичного об’єднання енергосистем євро� пейських держав”. Міністерство палива та енер� гетики України. 4. Дубовський С.В. Автомачне управління сучасни� ми споживачами�регуляторами як засіб забезпе� чення стабільності частоти в ОЕС України на рівні вимог UCTE / С.В. Дубовський, Є.А. Лен� чевський, С.А. Мартиненко // Проблеми загаль� ної енергетики. – 2009. – № 19. – С. 23–30. 5. Ханаев В.В. Вопросы комплексной оптимизации развития систем электроэнергетики и потреби� телей электроэнергии с учетом воздействия на электропотребление. В сб.: Электрификация металлургических предприятий Сибири. – Томск: Изд�во Томского университета, 2000. – Вып. 9. – С. 153–162. 6. Ханаев В.В. Особенности оценки эффективности воздействия на режимы потребления электриче� ской энергии. В сб.: Системные исследования в энергетике. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2000. – (Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН: Вып. 30) – С. 94–101. 7. Труфанов В.В., Ханаев В.В. Математическое моделирование потребителей электроэнергии при оптимизации развития электроэнергетичес� ких систем // Электричество. – 2008. – №10. – С. 6–13. 8. Ханаев В.В. Потребители�регуляторы: возмож� ности и перспективы применения // Научно�тех� нические ведомости СПбГПУ. – 2008. – № 1. – C. 59–64. 9. Методы оптимизации режимов энергосистем / В.М. Горнштейн, В.П. Мирошниченко, А.В. Пономарев и др.; Под ред. В.М. Горнштейна. – М.: Энергия, 1981. – 336 с. 10. Дубовський С.В. Оптимізація навантажень ТЕС за ціновим пріоритетом / С.В. Дубовський // Проблеми загальної енергетики. – 2007. – № 15. – С. 62–68. 11. Иванов С.А. К вопросу о методах оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ / С.А. Иванов, М.С. Басс // Промышлен� ная энергетика. – 2005. – № 3. – С. 38–40. 12. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. – М.: Энергия, 1969. – 352 с. 13. Коэн А.И. Методы оптимизации распределения нагрузки / А.И. Коэн, В.Р. Шеркат // ТИИЭР. – Т.75, № 12. 14. Оптимизация больших систем / Л. Ледсон. – М.: Наука, 1975. 15. P.P.J van Bosch. “Optimal dynamic dispatch owing to spinning�reserve and power�rate limits”. paper 85 22 ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) С.В. ДУБОВСЬКИЙ, Р.В. ГРИГОР’ЄВ, М.Є. БАБІН MW 086�4, presented at the IEEE/PES 1985 Win� ter Meeting, New York, NY, Feb. 1985. 16. Аракелян Э.К. Методика выбора оптимальных параметров и режимов работы оборудования энергоблоков на частичных нагрузках // Тепло� энергетика. – 2002. – № 4. – С. 67–69. 17. Аракелян Э.К. Оптимальное распределение нагрузки между параллельно работающими энергетическими блоками с учетом фактора надежности / Э.К. Аракелян, Нгуен Ван Мань, Нгуен Чонг Хунг // Вестник МЭИ. – 1997. – № 3. – С. 15–20. 18. Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Опти� мизация режимов электрических станций и энер� госистем. – М.: Энергоатомиздат, 1981. – 464 с. 19. Тимченко В.Ф. Колебания нагрузки и обменной мощности энергосистем. – М.: Энергия, 1975. 20. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электри� ческие станции. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с. 21. Сидоров А.Ф. Первичное регулирование частоты и мощности в энергетической системе Украины и требования к нему в объединенной энергоси� стеме UCPTE / А.Ф. Сидоров, А.И. Воевода, В.И. Редин // Новини енергетики. – 1999. – № 5�6. 22. Нормы предельно допустимих скоростей измене� ния нагрузки при работе энергоблоков 160 – 800 МВт в регулировочном диапазоне. РД 34.25.504 (НР 34�70�113–86). Надійшла до редколегії 28.03.2012 23ISSN 1562�8965. Проблеми загальної енергетики, 2012, вип. 1 (28) Методичні особливості оптимізації складу регулюючих енергоблоків ТЕС з обмеженими динамічними властивостями
id	systemreorg-article-442
institution	System Research in Energy
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:14:05Z
publishDate	2012
publisher	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	systemreorg/47/4967deef560ac031876a690cd8d0b847.pdf
spelling	systemreorg-article-4422026-07-18T12:57:39Z Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators Методичні особливості оптимізації складу регулюючих енергоблоків ТЕС з обмеженими динамічними властивостями з урахуванням їх взаємодії із системними споживачами-регуляторами Dubovskoy S.V. Grigoriev R.V. Babin M.E. power, frequency, disturbances, electrothermal consumer-regulators, thermal power plant. потужність, частота, збурення, електротеплові споживачі-регулятори, ТЕС. A model of the economic optimization of a composition of regulating power units in TPP taking the dynamic cyclic load capability into account is developed. The necessary conditions for maintaining the power grid’s frequency in accordance with modern standards are considered. The model foresees the use of electrothermal consumer-regulators constantly switched-on during the operation of a system. These consumer-regulators can consist of many high-power electrothermal conversion plants (such as heat pumps), which are installed in available heat supply systems.The model was tested on an example that matches the general features of the integrated power system of Ukraine. According to the model calculations, it is determined that the current composition of TPP cannot independently ensure the required standards for the recovery rate of power in the integrated power system of Ukraine in the case of a powerful unit failure (condition “N-1” ENTSO-E). It is necessary to use consumer-regulators with capacities from 350-400 MW to 1000 MW to eliminate the power shortage. This will ensure not only the necessary time transients for the elimination of an estimated incident, but also will improve the efficiency of thermal power plants by reducing the value of spinning reserve of the supplementary regulation. Розроблено модель економічної оптимізації складу енергоблоків ТЕС з урахуванням факторів динамічної маневреності, яка враховує необхідні умови підтримки частоти в електричних мережах відповідно до сучасних норм. У моделі передбачено використання у системі електротеплових споживачів-регуляторів постійно включених у роботу. Такі споживачі-регулятори можуть складатися з множини потужних установок електротеплового перетворення (наприклад, теплових насосів), що встановлюються в існуючих системах теплопостачання.Модель апробовано на прикладі, що відповідає загальним рисам ОЕС України. За модельними розрахунками визначено, що існуючим складом ТЕС неможливо самостійно забезпечити необхідні вимоги щодо швидкості відновлення потужності в ОЕС України при виході з ладу найпотужнішого енергоблока (умова «N-1» ENTSO-E). Для ліквідації дефіциту маневреності необхідне залучення споживачів-регуляторів (СР) потужністю від 350–400 МВт до 1000 МВт. Це забезпечить не тільки необхідні часові параметри ліквідації розрахункової аварії, а й підвищення ефективності роботи ТЕС за рахунок зниження величини обертального резерву вторинного регулювання. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2012-04-26 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/442 System Research in Energy; No. 1 (28) (2012): The Problems of General Energy; 15-23 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (28) (2012): Проблеми загальної енергетики; 15-23 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/442/380 Copyright (c) 2012 Dubovskoy S.V., Grigoriev R.V., Babin M.E. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0
spellingShingle	power frequency disturbances electrothermal consumer-regulators thermal power plant. Dubovskoy S.V. Grigoriev R.V. Babin M.E. Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
title	Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
title_alt	Методичні особливості оптимізації складу регулюючих енергоблоків ТЕС з обмеженими динамічними властивостями з урахуванням їх взаємодії із системними споживачами-регуляторами
title_full	Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
title_fullStr	Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
title_full_unstemmed	Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
title_short	Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
title_sort	methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in tpp with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators
topic	power frequency disturbances electrothermal consumer-regulators thermal power plant.
topic_facet	power frequency disturbances electrothermal consumer-regulators thermal power plant. потужність частота збурення електротеплові споживачі-регулятори ТЕС.
url	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/442
work_keys_str_mv	AT dubovskoysv methodologicalfeaturesoftheoptimizationofacompositionofregulatingpowerunitsintppwithlimiteddynamicpropertieswithregardfortheirinteractionwithsystemuserregulators AT grigorievrv methodologicalfeaturesoftheoptimizationofacompositionofregulatingpowerunitsintppwithlimiteddynamicpropertieswithregardfortheirinteractionwithsystemuserregulators AT babinme methodologicalfeaturesoftheoptimizationofacompositionofregulatingpowerunitsintppwithlimiteddynamicpropertieswithregardfortheirinteractionwithsystemuserregulators AT dubovskoysv metodičníosoblivostíoptimízacíískladuregulûûčihenergoblokívteszobmeženimidinamíčnimivlastivostâmizurahuvannâmíhvzaêmodííízsistemnimispoživačamiregulâtorami AT grigorievrv metodičníosoblivostíoptimízacíískladuregulûûčihenergoblokívteszobmeženimidinamíčnimivlastivostâmizurahuvannâmíhvzaêmodííízsistemnimispoživačamiregulâtorami AT babinme metodičníosoblivostíoptimízacíískladuregulûûčihenergoblokívteszobmeženimidinamíčnimivlastivostâmizurahuvannâmíhvzaêmodííízsistemnimispoživačamiregulâtorami

Methodological features of the optimization of a composition of regulating power units in TPP with limited dynamic properties with regard for their interaction with system user-regulators

Репозитарії

Схожі ресурси