Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch

The modified criterion of linear programming (LP) mathematical model for optimal generation dispatch of Integrated Power System’s (IPS) load profile. The fraction of production cost of electricity regarding fuel consumption by thermal power plant (TPP) is formulated as “Negative” member of criterion...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2019
Автор:	Shulzhenko S.V.
Формат:	Стаття
Мова:	Українська
Опубліковано:	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019
Теми:	integrated power system load profile thermal power plant linear programming model generation dispatch optimal solution
Онлайн доступ:	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/720
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_	1871104225795112960
author	Shulzhenko S.V.
author_facet	Shulzhenko S.V.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "Shulzhenko S.V.", "institution": null } ]
author_sort	Shulzhenko S.V.
baseUrl_str	https://systemre.org/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2026-07-18T12:57:45Z
description	The modified criterion of linear programming (LP) mathematical model for optimal generation dispatch of Integrated Power System’s (IPS) load profile. The fraction of production cost of electricity regarding fuel consumption by thermal power plant (TPP) is formulated as “Negative” member of criterion. The proposed approach is a development of traditional criterion of LP optimal dispatch problem that consists of fixed and variable parts of thermal power plant levelized electricity production cost, which are previously calculated for a fixed number of TPP typical operational modes. The generating capacities under market regulation could sell electricity at different interdependent “electricity markets”, including the most important – “day ahead market” with different prices for each time-slot, e.g. one hour, which depend from demand and therefore essentially driven by variable fraction of production cost of TPP. Due to these reasons the methodology of long-term generating capacities development, that based on uniform stable long-term rules for generators as a subsystem of IPS require modification to take into account the possibility of generator economically efficiently supply electricity for the market during short periods, several hours during one day. Also, the more precise calculation of dependence between fuel consumption and TPP operational mode is required to adequately model TPP as “day ahead market” player.The proposed method enables one to describe correctly dependence of TPP production electricity cost change from operation mode and simplify mathematical formulation of optimal generation dispatch LP model.
doi_str_mv	10.15407/pge2019.03.004
first_indexed	2026-03-24T02:02:44Z
format	Article
fulltext	4 С.В. ШУЛЬЖЕНКО ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) Процес інтеграції України до Європейського Союзу відповідно до Закону України «Про рати- фікацію Угоди між Україною та Європейським Союзом» [1, 2] зумовив реформування націо- нальної електроенергетики, зокрема, впрова- дження нової моделі ринку електроенергії, що передбачено Законом України «Про ринок елек- тричної енергії України» [3] та відповідними підзаконними нормативними актами, які регу- люють діяльність цього ринку [4, 5]. В умовах запровадженого ринку, електрогенеруючі по- тужності мають можливість реалізовувати елек- тричну електроенергію на декількох пов’язаних між собою ринках: за прямими договорами із споживачем, на ринку «на добу наперед» і внутрішньодобовому ринку. Причому ціна ре- алізованої електроенергії на цих типах ринків об’єктивно буде різною – найнижча на ринку, сформованому за прямими договорами, найви- ща – на внутрішньодобовому ринку. Принципи формування ціни також будуть різними – для ринку за прямими договорами ціна буде умовно постійна і тому передбачувана в середньостро- ковій і навіть тривалій перспективі, для «ринку на добу наперед» та внутрішньодобового рин- ку ціна буде визначатись короткотерміновим, до однієї години, попитом і буде формуватися під значним впливом змінної складової загаль- них витрат електростанції для здійснення своєї операційної діяльності. Через означені чинники методологія прогнозування розвитку генерую- чих потужностей національної енергосистеми, яка передбачала єдині узгоджені постійні пра- вила їх експлуатації як цілісної технічної сис- теми, потребує модифікації, яка має трактувати кожну електрогенеруючу установку як неза- лежну, яка має можливість, але не зобов’язана, постачати електроенергію для задоволення по- питу в межах Об’єднаної енергосистеми (ОЕС) за найбільш економічно-прийнятними умовами, що формуються на певному типу ринку елек- троенергії. Це також зумовлює необхідність перегляду методології прогнозування розвитку окремих типів електростанцій, зокрема, тепло- вих електростанцій (ТЕС), що спалюють орга- нічне паливо, для яких найбільший вплив на МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ ЕНЕРГЕТИЧНИХ ОБ’ЄКТІВ І СИСТЕМ ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2019, 3(58): 4–10 doi: https://doi.org/10.15407/pge2019.03.004 УДК 621.3;519.8 С.В. ШУЛЬЖЕНКО, канд. техн. наук, ст. наук. співр., ORCID 0000-0002-7720-0110 Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна ВРАХУВАННЯ ВИТРАТ ПАЛИВА ТЕПЛОВОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ МЕТОДОМ «ВІД’ЄМНОЇ» СКЛАДОВОЇ В МОДЕЛІ ЛІНІЙНОГО ПРОГРАМУВАННЯ ПОШУКУ ОПТИМАЛЬНОГО РОЗПОДІЛЕННЯ НАВАНТАЖЕННЯ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ ЕНЕРГОСИСТЕМИ Наведено математичну модель лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми при покритті графіка електричних навантажень, в якому вартісна складова виробництва електроенергії тепловою електростанцією, що зумовлена споживанням палива в залежності від режиму експлуатації ТЕС, представлена «від’ємною» складовою. Це дозволяє ко- ре ктно описати залежність зміни собівартості виробництва електроенергії ТЕС від режиму її експлуатації та спростити математичні формули в моделі пошуку опти- мального розподілення навантаження електростанцій. К л ю ч о в і с л о в а: енергетична система, графік навантаження енергосистеми, теплова електростанція, модель лінійного програмування, структура навантажен- ня електростанцій, оптимальне рішення. © С.В. ШУЛЬЖЕНКО, 2019 5 Врахування витрат палива теплової електростанції методом «від’ємної» складової в моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) рівень змінної складової витрат має питоме спо- живання палива на одиницю виробленої енер- гії, що вимагає як найточнішого врахування па- ливної складової в задачах моделювання участі ТЕС в ринку електроенергії, зокрема, «ринку на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку оскільки режим використання ТЕС на цих рин- ках повністю залежить від «миттєвого» попиту на електричну потужність ОЕС. Одним із підходів для моделювання додатко- вих витрат ТЕС при зміні її потужності є вико- ристання ненульових параметрів, які додатково збільшують витрати на генерацію електроенергії як при збільшенні навантаження відносно по- переднього рівня генерації, так і при його змен- шенні, що зокрема, використовується в системі моделювання PLEXOS – широковживаною ко- мерційною програмою оптимізації навантаження генеруючих потужностей для покриття графіку навантажень ОЕС. Математичне формулювання цього підходу для задачі лінійного програмуван- ня [6] передбачає, що ці додаткові витрати на зміну потужності ведуть до поступової деграда- ції устаткування. Конкретне значення цього па- раметра визначається для певного технологічно- го класу генеруючих потужностей як результат проведення спеціальних досліджень режимів їх використання протягом життєвого циклу. Такі оцінки є приблизними через те, що кожна елек- трогенеруюча потужність використовується уні- кальним чином в своїх унікальних умовах, крім того не існує цілком однакових електрогенеру- ючих потужностей. Це зумовлює актуальність розробки інших методів врахування впливу змі- ни потужності ТЕС на собівартість виробленої електроенергії, що і є метою цієї статті. На відміну від описаного вище підходу, про- понується формувати зміну собівартості ви- робництва електроенергії для різних режимів експлуатації ТЕС шляхом урахування рівня пи- томої витрати палива в залежності від рівня на- вантаження. Такий підхід базується на загаль- новідомому факті, що питомі обсяги витрати палива прямо залежать від терміну експлуатації устаткування, яке поступово зношується. Крім цього, важливим є те, що внаслідок проведення ремонтних робіт устаткування питоме спожи- вання палива зменшується, і рівень покращення цього показника може бути достатньо суттєвим, наприклад, якщо виконана істотна модернізація устаткування. Запропонований підхід дозво- ляє врахувати також зростання власних потреб ТЕС, яке відбувається внаслідок оснащення ТЕС засобами очищення димових газів, що є дуже актуальним для вітчизняних ТЕС. Таке зростання власних потреб є додатковим зрос- танням паливної складової в собівартості ви- робництва електроенергії. Оскільки ремонти та модернізація енергоблоків ТЕС здійснюється за окремими графіками, то підхід, що пропонуєть- ся, дозволяє більш точно враховувати стан енер- гоблока для конкретного періоду при виконан- ні розрахунків. Також необхідно зазначити, що для енергоблоків ТЕС саме витрати на паливо формують вагому частку собівартості електро- енергії, зокрема, для ТЕС України в їх сучасно- му стані вона становить близько 80%, для нових ТЕС – приблизно 60%, тому саме витратами па- лива буде зумовлена доцільність участі певного енергоблоку в ринку «на добу наперед», що та- кож зумовлює доцільність використання запро- понованого методу «від’ємної» складової для врахування витрат палива ТЕС. У задачах лінійного програмування загально- прийнятим є використання цільової функції, яка враховує постійну складову витрат на підтримку потужності в працездатному стані (перший член формули (1), а також постійного значення витрат на роботу потужності в змінних режимах, тобто в режимах, які відрізняються від номінального (перший член формули (2) [7, 8]. T K MRC k k k CX     min T S G Z K F E MRVE sgzkfsgzkf sgzkf s g z k f h CY      , (1) де t (τ∈T) – період моделювання, k (k∈K) – кон- кретна технологія з множини всіх технологій, що розглядаються, s (s∈S) – сезон календарного року з множини сезонів, що розглядаються (на- приклад, зима та літо), g (g∈G) – графік елек- тричних навантажень протягом доби певного сезону, наприклад, графік максимального та мінімального споживання для певного сезону, z (z∈Z) – зона графіку електричних навантажень для певного графіку, наприклад, якщо викорис- товується 24-годинний графік споживання, та- ких зон буде 24, f (f∈F) – наперед визначений режим експлуатації електрогенеруючої потуж- ності з множини F, наприклад, це може бути базовий режим генерації, що є звичайним для атомних та теплових електростанцій, режим мі- німально-допустимої генерації в нічні часи та генерації на рівні доступної потужності про- тягом світлового дня – такий режим викорис- товується на ТЕС, режим слідування за рівнем споживання – є нормальним для ГЕС та інш і, kX  – змінна, що відповідає номінальному рів- ню встановленої генеруючої потужності, МВт, MRC kC  – постійна складова витрат, UAH/МВт, E sgzkfh – тривалість, протягом якої технологія пра- цює з певним навантаженням, годин, E sgzkfY  – змін- на, що відповідає рівню навантаження відпо- 6 С.В. ШУЛЬЖЕНКО ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) відно до заданих режимів експлуатації певної генеруючої потужності, МВт, MRV sgzkfC  – витрати на роботу потужності в змінних режимах, яка крім паливної складової, враховує також і додаткові витрати на зміну потужності при покритті гра- фіку навантажень, UAH/МВт·год. Суттєвим недоліком такого підходу при фор- муванні цільової функції є те, що в реальному житті передбачити точний рівень навантаження генеруючої потужності, що здатна працювати в змінних режимах, а також час її експлуатації в певному заданому режимі принципово немож- ливо. Звичайно, що існує можливість суттєво збільшити множину режимів, що будуть роз- глядатись в моделі, але все одно це принципово не вирішує проблему, оскільки навантаження генеруючої потужності є величиною безперерв- ною, належить до області дійсних значень, що зумовлює безкінечну множину можливих ре- жимів, а існуючий підхід передбачає викорис- тання кінцевого набору режимів [9, 10]. Цей підхід об’єктивно зумовлює обмеженість мно- жини режимів, що розглядаються, внаслідок чого розв’язок задачі лінійного програмування може взагалі не існувати, хоча це відбулось че- рез неврахування якогось певного цілком мож- ливого режиму експлуатації, наприклад, ТЕС. Отже адекватне реальним умовам математичне моделювання режимів експлуатації генеруючих потужностей, зокрема, ТЕС дозволить набагато точніше врахувати режимні особливості екс- плуатації ТЕС та суттєво покращити якість під- готовки розрахункової інформації в процесах прийняття рішень щодо оптимальних напрямів розвитку електроенергетики, а також і більш точного моделювання викидів в атмосферу за- бруднювачів та парникових газів, що відбува- ється в наслідок спалювання палива. Запропонований метод базується на залеж- ності питомих витрат палива від рівня наванта- ження енергоблоку ТЕС (рис. 1), які періодично визначаються для всіх енергоблоків ТЕС ОЕС України згідно уніфікованих затверджених ме- тодик. Як видно з рис. 1, незалежно від виду спалюваного палива, природного газу чи вугіл- ля марки АШ з підсвіткою, характер залежності однаковий – в діапазоні 82–100% навантаження енергоблоку питомі витрати палива є практично незмінними та досягають мінімальних значень, але при навантаженнях менших за 82% питомі витрати палива зростають. Зростання питомого споживання палива відбувається за нелінійною залежністю, але оскільки в задачах лінійного програмування можливо використовувати лише лінійні функції, то цю нелінійну залежність, яка до того ж не визначена алгебраїчною функцією представимо лінійною залежністю (лінія 3 на рис. 1). Як видно розбіжність між значеннями осі ординат лінії 3 та 2 для рівнів навантажен- ня менших 82% становлять 2, максимум 3 г у.п./ кВт·год, що не перевищує 1% похибки. Оскільки залежності на рис. 1 отримані для «нормальних» умов експлуатації енергоблоку, які в реальному житті скоріше будуть порушені, ніж дотримані, то менша за 1% похибка може бути прийнята як несуттєва, і тому використання лінійної інтерпо- ляції фактичної нелінійної залежності є цілком прийнятним. Наведені на рис. 1 дані свідчать, що енерго- блоки ТЕС встановленою потужністю 300 МВт здатні розвантажуватись до 58% від номінальної потужності, тобто до 174 МВт, але в режимі мі- німального навантаження не залишається мож- ливість забезпечити вторинне регулювання ОЕС на розвантаження, тому прийнятою практикою є обмеження нижнього рівня розвантаження енер- гоблоку до 67–70%, що забезпечує наявність на- дання енергоблоком як резерву на розвантаження, близько 20–25 МВт, так і на навантаження – близь- ко 90 МВт. Таким чином, одночасне навантаження десяти енергоблоків ТЕС 300 МВт на рівні 67% здатне забезпечити 1000 МВт вторинного резерву на завантаження, що задовольняє прийнятому для ОЕС України критерію N-1, також забезпечується 200 МВт вторинного резерву на розвантаження. За критерієм безпеки ОЕС України такий режим експлуатації енергоблоків ТЕС є найкращим. Але з точки зору ТЕС, яка в ринкових умовах працює за принципом максимізації прибутку, що досяга- ється за рахунок максимізації обсягу поставле- ної в ОЕС електроенергії за мінімальних витрат, такий режим не є оптимальним. Прийнятним є рижим, за яким енергоблок ТЕС працює на рівні вище 82%, а оптимальним режимом є працювати з навантаженням на рівні 100% від номінальної по- тужності. Наявне протиріччя між безпекою ОЕС та економічною ефективністю експлуатації енер- гоблоків ТЕС не можна зняти лише формуван- ням оптимального складу енергоблоків ТЕС, які мають працювати при покритті електричних на- вантажень ОЕС через те, що в ринкових умовах лише енергоблок ТЕС, який фактично несе наван- таження отримує кошти за поставлену на ринок електроенергію. Через це хорошим рішенням як з точки зору досягнення фінансового результату від економічної діяльності з генерації електроенер- гії для власника ТЕС, так і з точки зору безпеку ОЕС вцілому, що досягається підтримкою в пра- цездатному стані достатньої кількості енергобло- ків ТЕС, є експлуатація максимально-можливої кількості енергоблоків ТЕС, але із обов’язковим дотриманням критеріїв безпеки функціонування енергосистеми. Хоча наразі такий підхід у явно- 7 Врахування витрат палива теплової електростанції методом «від’ємної» складової в моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) му виді не передбачений жодним нормативним актом, і його обґрунтування потребує додаткових досліджень, саме такий підхід використаний для моделювання в цій статті. Удосконалення критерію оптимізації струк- тури генеруючих потужностей з використанням енергоблоків ТЕС можливо здійснити викорис- товуючи криву 3 та 2 для діапазону 82–100%, що наведені на рис. 1, але введення окремих режимів експлуатації енергоблоків, що не перетинаються, потребуватиме використання булевих змінних, що ускладнить модель лінійного програмуван- ня. Більш простим способом є використання кривої 4 рис. 1, яка на відміну від кривої 3 дає набагато більшу похибку, але по суті правильно представляє критерій економічної ефективнос- ті експлуатації ТЕС – найбільший обсяг вироб- ництва з найменшими витратами палива. Точне значення витрат палива на виробництво елек- троенергії можна точно розрахувати після отри- мання розв’язку задачі лінійного програмування шляхом використання безпосередньо кривої 2 рис. 1. Використовуючи лінію 4 рис. 1 можна розра- хувати вартість питомого зростання витрати па- лива від зміни рівня навантаження енергоблоку на 1 МВт як різницю між максимальним і міні- мальним рівнем споживання палива, розділену на різницю між максимальним (номінальним) та мінімальним навантаженням енергоблоку: (вар- тість палива) ∙ (397 – 377) / (300 – 174) = (вар- тість палива) ∙ 0,1587 UAH на МВт·год / МВт. Рис. 1. Нормативні питомі витрати палива на відпуск електроенергії для двокорпусного блоку 300 МВт: 1 – однокорпусний режим експлуатації енергоблоку, 2 – двокорпусний режим, 3 – лінійна інтерполяція залежності питомої витрати палива від навантаження енергоблоку в діапазоні 58–82%, 4 – лінійна інтерполяція залежності питомої витрати палива від навантаження енергоблоку в діапазоні 58–100% 8 С.В. ШУЛЬЖЕНКО ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) Отримане значення помножене на вартість пали- ва дасть зміну витрат на паливо, що позначимо FUEL sgzkfC  . З використанням цього параметру пере- пишемо критерій (1) так: T K MRC k k k CX     \T S G Z K TEC F E MRVE sgzkfsgzkf sgzkf s g z k f h CY       + min T S G Z KTEC E MINMIN sgzkfsgzkf sgzkf s g z k f h CY         ( T S G Z KTEC F E E sgzkfsgzkf s g z k f h Y       ) minFUELMIN sgzkf sgzkfCY     , (2) де K\TEC – множина технологій генерації елек- троенергії, що розглядаються за виключенням ТЕС, KTEC – множина, що містить всі типи ТЕС, які розглядаються в задачі, MIN sgzkfY  – значення міні- мального навантаження для технології генерації електроенергії, МВт, MIN sgzkfh – тривалість, протягом якої технологія працює з мінімальним наванта- женням, год. Використання критерію (2) замість (1) зумов- лює пошук такого рішення задачі лінійного про- грамування, при якому завантаженість генеру- ючих потужностей ТЕС є максимальною, тобто найбільш наближеною до номінальної потужнос- ті генерації, що відповідає інтересам власників ТЕС в ринкових умовах. Зниження потужності ге- нерації електроенергії на ТЕС забезпечується не- обхідністю дотримання балансу потужності між споживанням та генерацією для кожного періоду часу, що розглядається. Як вхідні дані для розрахунків за критерієм (2) використано профіль навантаження робочого дня 25 травня 2017 р. – доби, коли спостерігався най- менший рівень споживання потужності в ОЕС України – це відбулось о 4-ій год (12270 МВт). Ця доба була найбільш складною для диспетче- ризації ТЕС, оскільки вона належала до періоду повені, що вимагало значних обсягів спрацю- вання води на ГЕС (необхідно було забезпечити виробництво на рівні 35000 МВт·год за добу), також в цей період спостерігалась значні обсяги генерації потужності АЕС – більше 8 ГВт, крім цього цієї доби були сприятливі умови для гене- рації електроенергії ВЕС та СЕС (був вітряний та сонячний день), що також потребувало наявності потужностей з їх резервування (табл. 1). Результати розрахунків за критерієм (2) по- казують, що збалансувати споживання електро- енергії в ОЕС України за рахунок використання ТЕС для умов, наведених в табл. 1, можливо з використанням енергоблоків ТЕС загаль- Таблиця 1. Вхідні дані (ГВт) для розрахунку навантаження ТЕС протягом доби 25 травня 2017 р. Час, год Споживання АЕС+ТЕЦ, блок-станції ВЕС СЕС ГЕС ГАЕС Небаланс 01-00 13,02 9,09 0,28 0,00 0,95 –0,53 3,23 02-00 12,61 9,09 0,27 0,00 0,95 –1,16 3,46 03-01 12,37 9,09 0,24 0,00 0,95 –1,14 3,23 04-01 12,27 9,09 0,22 0,00 0,95 –1,14 3,15 05-00 12,34 9,09 0,22 0,00 0,95 –1,19 3,28 06-00 13,11 9,09 0,16 0,02 0,95 –0,32 3,21 07-00 13,97 9,09 0,25 0,08 0,99 0,00 3,55 08-00 14,53 9,09 0,27 0,26 1,38 0,00 3,53 09-00 15,17 9,09 0,29 0,43 1,51 0,32 3,53 10-00 15,24 9,09 0,28 0,57 1,45 0,32 3,53 11-00 15,05 9,09 0,27 0,69 1,15 0,32 3,53 12-00 15,12 9,09 0,30 0,61 1,27 0,32 3,53 13-00 15,24 9,09 0,35 0,72 1,23 0,32 3,54 14-00 15,32 9,09 0,33 0,75 1,36 0,00 3,79 15-00 15,30 9,09 0,31 0,63 1,73 0,00 3,54 16-00 15,22 9,09 0,29 0,29 2,02 0,00 3,53 17-00 15,19 9,09 0,24 0,35 1,99 0,00 3,53 18-00 15,18 9,09 0,21 0,23 1,87 0,00 3,78 19-00 15,20 9,09 0,21 0,04 2,01 0,00 3,86 20-00 15,21 9,09 0,24 0,01 2,01 0,00 3,86 21-00 16,04 9,09 0,17 0,00 2,10 0,82 3,86 22-00 16,20 9,09 0,14 0,00 2,22 1,14 3,61 23-00 14,86 9,09 0,15 0,00 1,32 0,65 3,66 24-00 13,78 9,09 0,17 0,00 1,69 –0,93 3,76 9 Врахування витрат палива теплової електростанції методом «від’ємної» складової в моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) ною потужністю 4650 МВт (рис. 2, табл. 2), що забезпечується таким складом обладнання: 5 енергоблоків встановленою потужністю 200 МВт, 1 енергоблок – 800 МВт, 3 енергобло- ки – 150 МВт, 8 енергоблоків – 300 МВт. ВИСНОВКИ 1. Функціонування теплової електростанції в ринкових умовах є суперечливим – з одного боку об’єктивним є прагненням власника ТЕС постачати якнайбільші обсяги електроенергії Час Генерація ТЕС, МВт Питоме навантаження енергоблоків ТЕС, % Питоме споживання вугілля, кг у.п./ МВт·год 01-00 3,23 69,4 385,8 02-00 3,46 74,5 382,2 03-01 3,23 69,4 385,8 04-01 3,15 67,6 387,0 05-00 3,28 70,4 385,1 06-00 3,21 69,0 386,1 07-00 3,55 76,4 380,9 08-00 3,53 75,9 381,3 09-00 3,53 75,9 381,3 10-00 3,53 75,9 381,3 11-00 3,53 75,9 381,3 12-00 3,53 75,9 381,3 Час Генерація ТЕС, МВт Питоме навантаження енергоблоків ТЕС, % Питоме споживання вугілля, кг у.п./ МВт·год 13-00 3,54 76,1 381,1 14-00 3,79 81,5 377,4 15-00 3,54 76,1 381,1 16-00 3,53 75,9 381,3 17-00 3,53 75,9 381,3 18-00 3,78 81,2 377,5 19-00 3,86 83,0 377,0 20-00 3,86 83,0 377,0 21-00 3,86 83,0 377,0 22-00 3,61 77,6 380,1 23-00 3,66 78,8 379,2 24-00 3,76 80,8 377,9 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 18000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 година МВт ГАЕС генерація ГЕС СЕС ВЕС ТЕС ТЕЦ, бл.ст. АЕС ГАЕС насосний Рис. 2. Результати оптимізації навантаження енергоблоків ТЕС для покриття графіку споживання ОЕС України 25 травня 2017 р. Таблиця 2. Основні показники оптимізації навантаження енергоблоків ТЕС для покриття графіку споживання ОЕС України 25 травня 2017 р. 10 С.В. ШУЛЬЖЕНКО ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2019, issue 3(58) на ринок із забезпеченням високої економіч- ності роботи енергоблоку, а з другого боку не- обхідним є забезпечення достатності резервів для збалансованості споживання та генерації електроенергії в довільний час в межах ОЕС. Усунення цієї суперечливості в задачах моде- лювання запропоновано здійснювати із вико- ристанням модифікованого підходу до побудови критерію оптимальності задачі математичного лінійного програмування пошуку оптимально- го розподілення навантаження електростанцій енергосистеми України. 2. Суть запропонованого підходу полягає у вра- хуванні витрат палива ТЕС методом «від’ємної» складової на відміну від використання екзогенно розрахованих складових собівартості, що є загаль- ною практикою при вирішенні аналогічних задач. 3. Тестові розрахунки показують, що запро- понований метод «від’ємної» складової дозволяє більш коректно моделювати особливості учас- ті ТЕС у покритті графіка споживання ОЕС, які притаманні ринковим умовам, що підвищує адек- ватність математичних моделей даного класу. Зна- чною перевагою запропонованого методу є те, що він дозволяє більш коректно моделювати не тіль- ки процеси довгострокового розвитку теплових електростанцій, але і особливості їх функціону- вання в короткотерміновій перспективі, зокрема, участь ТЕС у «ринку на добу наперед», який є основою сучасного ринку електроенергії в краї- нах-членах ENTSO-E. 4. Запропонований метод може бути осно- вою для удосконалення математичних моделей функціонування і інших типів генеруючих по- тужностей, зокрема, ТЕС та інших маневрених технологій. 1. Про ратифікацію Угоди про асоціацію між Укра- їною, з однієї сторони, та Європейським Союзом, Європейським співтовариством з атомної енергії і їхніми державами-членами, з іншої сторони: Закон України від 16.09.2014 № 1678-VII. Відомості Вер- ховної Ради (ВВР), 2014, № 40, ст. 2021. 2. Угода про асоціацію між Україною, з однієї сторо- ни, та Європейським Союзом, Європейським спів- товариством з атомної енергії і їхніми державами- членами, з іншої сторони URL: https://zakon.rada. gov.ua/laws/show/ru/984_011#n2820 (дата звернен- ня: 05.08.2019). 3. Про ринок електричної енергії України: Закон Укра- їни від 13.04.2017 №2019-VIII. Відомості Верховної Ради (ВВР), 2017, № 26—27, 312 с. 4. Правила ринку: затв. Постановою Національної ко- місії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг від 14.03.2018 № 307. 5. Правила ринку «на добу наперед» та внутрішньодо- бового ринку: затв. Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енерге- тики та комунальних послуг від 14.03.2018р № 308. 6. Troy, Niamh & Flynn, Damian & Milligan, Michael & O’Malley, Mark. Unit Commitment With Dynamic Cycling Costs. Power Systems, IEEE Transactions on. (2012) 27. 2196–2205. https://doi.org/10.1109/TP- WRS.2012.2192141. 7. Joel N. Swisher, Gilberto de Marino Jannuzzi, Robert Y. Redlinger. Integrated Resource Planning — UNEP & RISO National Laboratory, Denmark, 1997. 259 c. 8. Hans-Kristian Ringkjøb, Peter M. Haugan, Ida Marie Solbrekke A review of modelling tools for energy and electricity systems with large shares of variable renewables. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2018. 96. 440—459. 9. Danilo Feretic, Zeljko Tomsic. Probabilistic analysis of electrical energy costs comparing: production costs for gas, coal and nuclear power plants. Energy Policy. 2005. № 33. P. 5—13. 10. Шульженко С.В. Показники ефективності функці- онування та розвитку електричних станцій в умо- вах ринку. Проблеми загальної енергетики. 2009. Вип. 2(20). С. 16—19. 11. Стан теплової енергетики України, перспективи її оновлення та модернізації. К.: Міністерство енер- гетики та вугільної промисловості України, 2005. URL: http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/control/ publish/ article?art_id=94031 (дата звернення: 02.08.2019). Надійшла до редколегії: 15.08.2019
id	systemreorg-article-720
institution	System Research in Energy
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-07-19T01:20:43Z
publishDate	2019
publisher	General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	systemreorg/d3/5782b32659cf8f0ff83fee25ed31ffd3.pdf
spelling	systemreorg-article-7202026-07-18T12:57:45Z Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch Врахування витрат палива теплової електростанції методом «від’ємної» складової в моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми Shulzhenko S.V. integrated power system, load profile, thermal power plant, linear programming model, generation dispatch, optimal solution енергетична система, графік навантаження енергосистеми, теплова електростанція, модель лінійного програмування, структура навантаження електростанцій, оптимальне рішення. The modified criterion of linear programming (LP) mathematical model for optimal generation dispatch of Integrated Power System’s (IPS) load profile. The fraction of production cost of electricity regarding fuel consumption by thermal power plant (TPP) is formulated as “Negative” member of criterion. The proposed approach is a development of traditional criterion of LP optimal dispatch problem that consists of fixed and variable parts of thermal power plant levelized electricity production cost, which are previously calculated for a fixed number of TPP typical operational modes. The generating capacities under market regulation could sell electricity at different interdependent “electricity markets”, including the most important – “day ahead market” with different prices for each time-slot, e.g. one hour, which depend from demand and therefore essentially driven by variable fraction of production cost of TPP. Due to these reasons the methodology of long-term generating capacities development, that based on uniform stable long-term rules for generators as a subsystem of IPS require modification to take into account the possibility of generator economically efficiently supply electricity for the market during short periods, several hours during one day. Also, the more precise calculation of dependence between fuel consumption and TPP operational mode is required to adequately model TPP as “day ahead market” player.The proposed method enables one to describe correctly dependence of TPP production electricity cost change from operation mode and simplify mathematical formulation of optimal generation dispatch LP model. Наведено критерій математичної моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми при покритті графіка електричних навантажень, в якій вартісна складова виробництва електроенергії тепловою електростанцією, що зумовлена споживанням палива в залежності від режиму експлуатації теплової електростанції (ТЕС) представлена «від’ємною» складовою. Запропонований метод є розвитком загальноприйнятого підходу до формування критерію оптимізації задачі лінійного програмування, що побудований на використанні середньозважених умовно-постійної та умовно-змінної складової собівартості електроенергії ТЕС, які окремо визначаються в моделях життєвого циклу для заданого кінцевого переліку характерних режимів. В умовах запровадженого ринку електроенергії, електрогенеруючи потужності мають можливість реалізовувати електричну електроенергію на декількох пов’язаних між собою ринках, серед яких важливим є «ринок на добу наперед» на якому ціна визначається короткотерміновим, до однієї години, попитом і формується під значним впливом змінної складової загальних витрат електростанції. Через означені чинники методологія прогнозування розвитку генеруючих потужностей національної енергосистеми, яка передбачала єдині узгоджені постійні правила їх експлуатації як цілісної технічної системи протягом тривалого часу, потребує модифікації для врахування можливості постачати електроенергію лише протягом короткого періоду часу, навіть декількох годин на добу. Це також зумовлює необхідність перегляду методології прогнозування розвитку та експлуатації ТЕС, що вимагає як найточнішого врахування паливної складової в задачах моделювання участі ТЕС в «ринку на добу наперед».Запропонований метод дозволяє коректно описати залежність зміни собівартості виробництва електроенергії ТЕС від режиму її експлуатації та спростити математичні формули в моделі пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019-09-27 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/720 10.15407/pge2019.03.004 System Research in Energy; No. 3 (58) (2019): The Problems of General Energy; 4-10 Системні дослідження в енергетиці; № 3 (58) (2019): Проблеми загальної енергетики; 4-10 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/720/620 Copyright (c) 2019 Shulzhenko S.V. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0
spellingShingle	integrated power system load profile thermal power plant linear programming model generation dispatch optimal solution Shulzhenko S.V. Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
title	Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
title_alt	Врахування витрат палива теплової електростанції методом «від’ємної» складової в моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми
title_full	Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
title_fullStr	Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
title_full_unstemmed	Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
title_short	Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
title_sort	thermal power plant fuel consumption accounting using “negative” member method in linear programming model for optimal generation dispatch
topic	integrated power system load profile thermal power plant linear programming model generation dispatch optimal solution
topic_facet	integrated power system load profile thermal power plant linear programming model generation dispatch optimal solution енергетична система графік навантаження енергосистеми теплова електростанція модель лінійного програмування структура навантаження електростанцій оптимальне рішення.
url	https://systemre.org/index.php/journal/article/view/720
work_keys_str_mv	AT shulzhenkosv thermalpowerplantfuelconsumptionaccountingusingnegativemembermethodinlinearprogrammingmodelforoptimalgenerationdispatch AT shulzhenkosv vrahuvannâvitratpalivateplovoíelektrostancíímetodomvídêmnoískladovoívmodelílíníjnogoprogramuvannâpošukuoptimalʹnogorozpodílennânavantažennâelektrostancíjenergosistemi

Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch

Репозитарії

Схожі ресурси