Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power
The peculiarity of the operation of solar photovoltaic power plants is the dependence of the generation power on weather conditions, which leads to the maximum production of electrical energy at noon hours of the day. Due to a decrease in electricity consumption, insufficient unloading capacity of p...
Saved in:
| Date: | 2021 |
|---|---|
| Main Author: | |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2021
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/772 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | System Research in Energy |
| Download file: |  |
Institution
System Research in Energy| _version_ | 1871104284139978752 |
|---|---|
| author | Buratynskyi I.M. |
| author_facet | Buratynskyi I.M. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Buratynskyi I.M.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Buratynskyi I.M. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:46Z |
| description | The peculiarity of the operation of solar photovoltaic power plants is the dependence of the generation power on weather conditions, which leads to the maximum production of electrical energy at noon hours of the day. Due to a decrease in electricity consumption, insufficient unloading capacity of pumped storage power plants in the integrated energy system of Ukraine and the specifics of electricity production at solar photovoltaic power plants, dispatching restrictions on the level of generation power are already taking place.To transfer volumes of electrical energy in the world, electrical energy storage systems are used, which operate based on lithium-ion storage batteries. Such systems have a number of advantages over other battery energy systems, which allows their implementation in almost any power generation facility. With the help of energy storage systems, it is possible to make a profit through the purchase of electric energy during a period of low prices and its release during a period of high prices, allowing consumers to save money on its payment.In this paper, we simulate the use of a battery energy storage system for storing electrical energy to transfer excess electrical energy from a solar photovoltaic power plant. To conduct a study and identify excess capacity of a solar photovoltaic power plant, the daily schedule of electrical load is equalized to the capacity of a separate power plantBecause of the study, the optimal time for charging and discharging the battery was determined, from which it can be seen that the need to transfer excess electricity to a solar photovoltaic power plant occurs at lunchtime, and their discharge at the peak is the graph of the electrical load of the power system.The aggregate operation of a solar power plant with a total installed capacity of photovoltaic power at the level of 10 MW (DC) and a battery energy storage system for accumulating electric energy with a capacity of 3.75 MWh was simulated. For the study day, the required capacity of a battery system for accumulating electric energy at the level of 1.58 MW was determined.Using the methodology of the levelized cost of electricity and storage, a technical and economic assessment of the transfer of excess capacity of a solar photovoltaic power plant using a battery system for storing electrical energy was carried out. When calculating the cost of storage, the cost of the transferred electrical energy from the solar power plant was taken into account.From the results of technical and economic calculations, it can be seen that, in terms of the cost of equipment, as of 2020, the cost of supplying excess electrical energy from the battery energy storage system is growing when compared with the supply from a solar photovoltaic power plant. Taking into account some forecast assumptions, the cost of electricity supply from the battery energy storage system was calculated for the mode of transferring excess capacity of a solar photovoltaic power plant for 2025 and 2030 years. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.01.038 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:02:59Z |
| format | Article |
| fulltext |
38
І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 1(64): 38–44
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.01.038
Вступ та постановка проблеми. Згідно з
Енергетичною стратегією України [1], розвиток
генеруючих потужностей до 2035 р. буде спря-
мований на збільшення з 8 до 25% обсягів вико-
ристання відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) у
загальному первинному постачанні енергії за цей
період. Протягом останніх років через стимулю-
вання за допомогою високих тарифів в об’єднаній
енергосистемі (ОЕС) України стрімко зросла вста-
новлена потужність сонячних фотоелектричних
електростанцій (СЕС). Станом на кінець 2020 р. їх
сумарна встановлена потужність в ОЕС України
досягнула 5,15 ГВт, порівняно з 2019 р. – 3,55 ГВт
та з 2018 р. – 1,22 ГВт [2].
Сучасні інвертори, які встановлюються на
СЕС, можуть забезпечувати високу якість вироб-
ництва електричної енергії, яка задовольняє ви-
могам Кодексу системи передачі [3]. Проте СЕС
без додаткових засобів не може забезпечувати на-
дійне довготривале електропостачання, оскільки
добовий графік виробництва електричної енергії
на ній залежить від погодних умов, а саме рівня
інтенсивності сонячного випромінювання. У без-
хмарний сонячний день крива потужності СЕС
майже повторює криву сонячного випромінюван-
ня з максимумом у обідні години та з відповідним
відхиленням через залежність ефективності робо-
ти основного обладнання від погодних факторів
(хмарності, температури повітря тощо) [4].
Через специфіку СЕС виробляти максималь-
ну потужність у полуденні години та зниження
рівня споживання електричної енергії вже від-
булись вимушені диспетчерські обмеження. Так,
7 січня 2020 р. на період часу з 12:09 по 13:00
год дня було обмежено виробництво електрич-
ної енергії на восьми СЕС сумарною потужніс-
тю 545 МВт [5]. Такі заходи в енергосистемі ви-
кликала нестача потужностей на розвантаження,
оскільки в цей час водосховища існуючих гідро-
акумулюючих електростанцій (ГАЕС) були по-
вністю заповнені, і неможливість увімкнення їх
у насосному режимі обумовила профіцит потуж-
ності в енергосистемі.
Зазвичай, графік електричного навантаження
(ГЕН) [6] ОЕС України характеризується: нічним
провалом (з 23:00 до 7:00 год), ранковим зрос-
танням (з 8:00 до 10:00 год), обіднім зниження (з
11:00 до 16:00 год) та вечірнім піком (з 17:00 до
22:00 год).
Порівняння графіка ГЕН та СЕС з викорис-
танням даних погодинного балансу потужностей
ОЕС України [7] за 22 червня 2020 р. при вста-
новленій потужності СЕС – 4,59 ГВт (рис. 1, а) та
22 вересня 2020 р. – 4,94 ГВт (рис. 1, б) показало,
УДК 621.311.25: 621.311.001.57 І.М. БУРАТИНСЬКИЙ, ORCID: 0000-0003-2928-9621
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
МОДЕЛЮВАННЯ ВИКОРИСТАННЯ СИСТЕМИ АКУМУЛЮВАННЯ ДЛЯ ПЕРЕНЕСЕННЯ
НАДЛИШКОВОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ
У статті наведено результати моделювання спільної роботи сонячної фотоелек-
тричної електростанції та системи акумулювання для перенесення надлишко-
вої електричної енергії. При порівнянні графіка електричного навантаження
енергосистеми та виробництва електричної енергії на сонячній електростанції
було визначено область надлишкової потужності. Співставлення змінної части-
ни графіка електричного навантаження енергосистеми та виробництва елек-
тричної енергії сонячної фотоелектричної електростанції дало можливість ви-
значити потужність заряджання та розряджання системи накопичення, при її
фіксованій ємності. За результатами моделювання отримано оптимальний час
заряджання та розряджання акумуляторів у режимі перенесення надлишкової
електричної енергії сонячної електростанції. Техніко-економічними розрахун-
ками визначено собівартість виробленої на електростанції та перенесеної сис-
темою акумулювання надлишкової електричної енергії.
К л ю ч о в і с л о в а: моделювання, енергосистема, графік електричного наванта-
ження, сонячна фотоелектрична електростанція, система накопичення електрич-
ної енергії, собівартість.
© І.М. БУРАТИНСЬКИЙ, 2021
39
Моделювання використання системи акумулювання для перенесення надлишкової електричної енергії сонячної електростанції
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
що надлишок електричної енергії виникає саме в
період максимального сонячного випромінювання.
а)
б)
Рис. 1. Добові графіки ГЕН та СЕС
для 22 червня (а) та 22 вересня (б) 2020 р.
Для 22 червня крива «ГЕН» має специфічний
характер, на ній немає денного зниження наванта-
ження, у періоді з 12:00 до 16:00 год спостерігаєть-
ся високе споживання (більше 17 ГВт), а пік спо-
живання електричної енергії припадає на 18:00 год.
Форма кривої ГЕН для 22 вересня характеризуєть-
ся ранковим зростанням та вечірнім піком. Пік ви-
робництва електричної енергії на СЕС (рис. 1) для
досліджуваних днів, спостерігається майже в один
і той же час, о 12:00 год дня, у період максимально-
го сонячного випромінювання.
При зростанні встановленої потужності СЕС в
ОЕС неминучі розбіжності в період максимальної
генерації та піку ГЕН будуть призводити до необ-
хідності подальшого диспетчерського обмеження,
оскільки в зворотному випадку це створюватиме
профіцит потужності, який матиме негативні на-
слідки через порушення нормальних умов роботи
енергосистеми.
Необхідність впровадження електроакумулю-
ючих електричних станцій для перенесення обся-
гів електричної енергії з періодів профіциту ГЕН
енергосистеми у періоди дефіциту зазначається
у Звіті з оцінки відповідності (достатності) гене-
руючих потужностей НЕК «Укренерго» [8]. Крім
того, при невиконанні планів із введення в роботу
нових потужностей ГАЕС, може виникнути до-
даткова потреба впровадження систем перенесен-
ня електричної енергії.
Для перенесення надлишкової потужності
при спільній роботі з СЕС найкраще підходять
системи накопичення енергії (СНЕ) електрохі-
мічного типу, які працюють на основі літій-іон-
них акумуляторних батарей. Такі системи ма-
ють високу ефективність роботи та енергетич-
ну щільність зберігання [9]. Невеликі розміри,
порівняно з іншими системами, швидкість та
зручність впровадження дозволяє їх розташову-
вати практично на будь-яких об’єктах електро-
енергетики.
Метою даного дослідження є моделювання
спільної роботи СНЕ для забезпечення перене-
сення надлишкової електричної енергії СЕС із
зони максимальної генерації в зону пікової по-
тужності ОЕС.
Огляд літератури. Огляд стратегій перенесен-
ня потужності, проведений у роботі [10], підтвер-
див, що через найбільшу потужність генерації
СЕС у середині дня саме в цей період розванта-
жується енергосистема. Вирішити дану проблему
можна за допомогою СНЕ, однак їх впроваджен-
ня потребує детального дослідження капітальних
інвестицій, оскільки вони можуть бути бар’єром
для широкомасштабного впровадження таких
технологій.
Державне стимулювання впровадження СНЕ
для інтеграції СЕС приватних домогосподарств
Німеччини потрібне лише у короткотерміновій
перспективі. Тому що у довготерміновій перспек-
тиві подальше зростання оптових цін на елек-
тричну енергії виключить необхідність будь-якого
стимулювання, оскільки встановлювати такі сис-
теми буде і так вигідно [11].
У роботі [12] вперше порівняно економіч-
ну доцільність впровадження СНЕ до СЕС, яка
відпускає електричну енергію за фіксованим
тарифом та за оптовими цінами енергосистеми
Великої Британії. Підтверджено, що найбільший
прибуток за допомогою СНЕ можна отримати
при заряджанні акумуляторів у період, коли ви-
робництво електричної енергії є максимальним,
а вартість продажу є низькою та розряджання у
періоди найвищих цін.
Нова модель управління батарейним інверто-
ром СНЕ при спільній роботі з СЕС для приват-
40
І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
ного господарства, яке приєднане до місцевої
енергосистеми у Німеччині передбачає авто-
номний режим роботи [13]. Спільна робота СЕС
та СНЕ при відповідному незалежному керу-
ванні не потребує будь-яких зовнішніх диспет-
черських утручань щодо обмеження рівня гене-
рації, тощо. А постійне оновлення інформації
про фактичне споживання електричної енергії,
рівень сонячного випромінювання, температуру
повітря та вологість дозволяє зменшити невід-
повідність прогнозних даних виробництва елек-
тричної енергії на СЕС та зробити роботу СНЕ
максимально ефективною.
Результати моделювання перенесення над-
лишкової електричної енергії СЕС за допомо-
гою СНЕ досліджено для локальної енергосис-
теми Бразилії [14]. Вони показали можливість
економії коштів на оплату електричної енергії
для споживачів.
Із проаналізованих публікацій видно, що в
основному вирішуються проблеми із надлиш-
ковою електричною енергію для окремих ін-
тегральних структур або енергетичних вузлів,
з орієнтиром на тарифні зони тощо. Невідпо-
відність між сонячною генерацією та спожи-
ванням вирішуються шляхом обмеження рівня
генерації окремих СЕС тощо. Тому, в умовах
недостатньої гнучкості ОЕС України та по-
дальшого зростання обсягів встановлених по-
тужностей СЕС моделювання використання
СНЕ для перенесення надлишкової електрич-
ної енергії є актуальним.
Методика дослідження. Приєднання СНЕ
до СЕС моделюється підключенням з боку
змінного струму (рис. 2). У комплекті з СНЕ по-
ставляється система керування електроенергією
(EMS, Energy Management System) та система
керування батареями (BMS, Battery Management
System). Система диспетчерського управлін-
ня та збору інформації (SCADA, Supervisory
Control and Data Acquisition) встановлюється
для можливості управління спільної роботи
СЕС та СНЕ. Система SCADA здійснює: управ-
ління іншими системами EMS та BMS; управ-
ління вимикачами з боку змінного струму (АС)
розподільчого пункту (РП). Облік відпущеної
електричної енергії в енергосистему (Grid) фік-
сується за допомогою лічильника (Wh).
Досліджуваний режим спільної роботи СЕС
та СНЕ полягає у заряджанні акумуляторів над-
лишковою електричною енергією при переви-
щенні потужності виробництва електричної
енергії на СЕС над потужністю ГЕН енергосис-
теми, що виникає в період максимального со-
нячного випромінювання та розряджання в час
його піку.
Рис. 2. Схема приєднання СЕС та СНЕ
Потужність виробництва електричної енер-
гії на СЕС визначається через інтенсивність со-
нячного випромінювання та потужність фото-
електричних модулів (ФЕМ) з урахуванням по-
тужності інверторів. Для кожного відрізку часу
t потужність виробництва електричної енергії
визначається з урахуванням відповідного обме-
ження інверторного обладнання та ефективнос-
ті роботи СЕС:
ACPR
t
DCPR
t
DC
ACPR
t
DCAC
t
PV
PIPIP
PIPP
P
,
,
, (1)
де t
PVP – потужність виробництва електричної
енергії на СЕС для відрізку часу t, МВт; ACP – по-
тужність інверторного обладнання, МВт; DCP –
потужність ФЕМ, МВт; tI – інтенсивність соняч-
ного випромінювання, в.о; PR – ефективність
роботи СЕС (PR, Performance Ratio), %.
Для визначення надлишкової потужності або
потужності заряджання СНЕ необхідно потуж-
ність виробництва електричної енергії на СЕС
прирівняти з потужністю ГЕН. Для підвищення
точності моделювання використовується лише
змінна частина ГЕН.
Заряджання СНЕ відбувається при перевищен-
ні потужності виробництва електричної енергії на
СЕС над змінною частиною потужності ГЕН:
t
PV
t
VAR
t
VAR
t
PV
t
PV
t
VAR
t
ESSchrg
PPPP
PP
P
,
,0
, (2)
де t
ESSchrgP – потужність заряджання СНЕ для
відрізку часу t, МВт; t
VARP – змінна частина по-
тужності ГЕН для відрізку часу t, МВт.
Змінна частина потужності ГЕН визначається
виключенням з повної потужності її базової скла-
дової та при відповідному приведенні до рівня по-
тужності окремої СЕС:
k
PPP t
BASE
t
DEM
t
VAR
, (3)
41
Моделювання використання системи акумулювання для перенесення надлишкової електричної енергії сонячної електростанції
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
де t
DEMP – потужність ГЕН для відрізку часу
t, МВт; t
BASEP – базова потужність ГЕН, МВт;
k – коефіцієнт приведення потужності.
Коефіцієнт приведення потужності визна-
чається при досягненні відповідного балансу,
при якому сума всієї надлишкової електричної
енергії буде відповідати номінальній ємності
СНЕ:
ESSchrg
T
t
t
ESSchrg CtP
1
, (4)
де ESSchrgC – номінальна ємність СНЕ, МВт·год;
T – кількість проміжків вимірювань протягом
доби, шт.
Розряджання СНЕ відбувається при переви-
щенні змінної потужності ГЕН певного порого-
вого значення при якому забезпечується повний
розряд всієї накопиченої в СНЕ електричної
енергії, з урахуванням коефіцієнта перетворен-
ня та ефективності роботи СНЕ:
RTESSchrg
T
t
t
ESSdisch CtP
1
, (5)
де RT – ефективність роботи СНЕ (RT, Round
Trip Effi ciency), частка.
Результати моделювання. Для проведення
моделювання було взято за основу умовну СЕС,
яка розташована близько до географічного центру
України (координати 49.014 пн. ш., 31.286 сх. д.).
Дані ГЕН для досліджуваних днів 22 червня та
22 вересня 2020 р. використано аналогічні, як по-
казано на рис. 1. Інформацію щодо інтенсивності
сонячного випромінювання СЕС взято з ресурсу
PV GIS [15]. Приведення ГЕН до змінної частини
та виключення базових потужностей виконано у
відповідності до (1)–(5).
Моделювання проведено з врахуванням на-
ступних вхідних технічних показників: встанов-
лена потужність ФЕМ (DC) – 10 МВт; потужність
приєднання СЕС (АС) – 7,22 МВт; ефективність
СЕС – 83%; ємність СНЕ – 3,75 МВт·год; ефек-
тивність СНЕ – 95%.
Результати моделювання сукупної роботи СЕС
та СНЕ показано на рис. 3. Крива «СЕС» – це
потужність виробництва електричної енергії на
СЕС; «ГЕН» – це зменшена потужність ГЕН. Пло-
ща на графіках між кривими «СЕС» та «ГЕН» від-
повідає ємності СНЕ. Ємність розряджання за об-
сягом має меншу площу, ніж ємність заряджання,
оскільки враховуються втрати на перетворення,
які характеризуються ефективністю роботи СНЕ.
З рис. 3 видно, для досліджуваних днів у пер-
шій половині дня крива СЕС та змінна частина
ГЕН на графіках дуже близько знаходяться один
до одного, оскільки вихід СЕС на повну потуж-
ність відбувається по схожій кривій, що і зрос-
тання навантаження. Через відсутність денного
зниження навантаження 22 червня (рис. 3, а)
площа заряджання, і особливо розряджання, має
досить тривалий та слабо виражений характер, а
для 22 вересня (рис. 3, б) – короткий та чітко ви-
ражений характер.
Загальною відмінністю при порівнянні кри-
вих заряджання і розряджання акумуляторів для
різних днів (рис. 4) є те, що в обох випадках при
однаковій ємності СНЕ потужність заряджання
та розряджання відрізняється. Так, для 22 червня
максимальна потужність заряджання СНЕ ста-
новить 1,07 МВт; для 22 вересня розряджання –
1,58 МВт.
Особливістю такого моделювання є те, що
воно дозволяє визначити обсяги перенесення над-
лишкової електричної енергії для окремих діб.
а) б)
Рис. 3. Результати моделювання для 22 червня (а) та 22 вересня (б) 2020 р.
42
І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
Якщо графік ГЕН не має чітко вираженого
піку, то може відбуватись перекривання зони за-
ряджання та розряджання (рис. 4, а). Для 22 черв-
ня площа зони перекривання рівна 0,8 МВт·год,
тому для даної доби можна застосовувати СНЕ
не на повну доступну ємність, а обсягом лише
2,2 МВт·год (рис. 5), що в результаті збільшить
термін служби акумуляторів.
Рис. 5. Скоригований графік роботи СНЕ
для 22 червня 2020 р.
Техніко-економічна оцінка. Для визначен-
ня середньозваженої собівартості добового ви-
робництва електричної енергії на СЕС (PCOE,
Production Cost of Electricity) взято за основу ме-
тодику середньозваженої собівартості її виробни-
цтва за весь період експлуатації (LCOE, Levelized
Cost of Electricity).
Сумарні витрати за весь період експлуатації
приводяться до річних за допомогою коефіцієн-
та повернення капіталу (CRF, Capital Recovery
Factor), а потім до добових, оскільки вважають-
ся рівномірно розподіленими для кожної доби
впродовж року.
Собівартість добового виробництва електрич-
ної енергії на СЕС визначається:
tP
CRFOC
PCOE T
t
t
PVout
N
n
n
PVPV
PV
1
1
365/
, (6)
де PVPCOE – собівартість добового виробництва
електричної енергії СЕС, $/МВт·год; N – термін
експлуатації, років; PVC – дисконтовані капіталь-
ні інвестиційні витрати при впровадженні СЕС
(CAPEX), $; n
PVO – дисконтовані сумарні опе-
раційні витрати СЕС у році n (OPEX), $; CRF –
коефіцієнт повернення капіталу; 365 – кількість
днів у році. Ставка дисконтування визначається
через середньозважену вартість капіталу (WACC).
Для визначення середньозваженої собівартості
відпущеної від СНЕ електричної енергії (PCOES,
Production Cost of Energy Storage) взято за основу
методику середньозваженої собівартості зберіган-
ня (LCOS, Levelized Cost of Storage). Окрім витрат
на СНЕ, враховано також вартість надлишкової
електроенергії, яка переноситься від СЕС.
При сукупній роботі СЕС з СНЕ середньозва-
жена собівартість перенесеної надлишкової елек-
тричної енергії визначається:
а) б)
Рис. 4. Заряджання та розряджання акумуляторів для 22 червня (а) та 22 вересня (б) 2020 р.
DoDRT
T
t
t
ESSchrg
T
t
t
ESSchrgPV
N
n
n
ESSESS
ESSPV
tP
tPPCOECRFOC
PCOES
1
11_
365/
, (7)
43
Моделювання використання системи акумулювання для перенесення надлишкової електричної енергії сонячної електростанції
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
де ESSPVPCOES _ – середньозважена собівартість
перенесеної надлишкової електричної енергії,
$/МВт·год; ESSC – дисконтовані капітальні ін-
вестиційні витрати при впровадженні СНЕ, $;
n
ESSO – дисконтовані сумарні операційні витрати
СНЕ у році n, $; DoD – глибина розряду (DoD,
Depth of Discharge).
Техніко-економічна оцінка проведена за вартіс-
тю обладнання станом на 2020 р. [16], з врахуван-
ням наступного: термін експлуатації СЕС – 20 р.;
термін служби СНЕ (Cycle Life) – 7300 циклів
(або 20 р. з врахуванням одного повного циклу
заряджання та розряджання на добу); потужність
СНЕ – 1,5 МВт; ємність СНЕ – 3,75 МВт·год; гли-
бина розряду (DoD) – 80%.
Прогнозні техніко-економічні розрахунки про-
ведено з врахуванням наступних припущень: зни-
ження капітальних інвестиційних витрат на 45%
для ФЕМ та на 50% для літій-іонних акумулято-
рів до 2025 р.; відповідно, на 70 та 75% до 2030 р.
Вхідні показники та результати розрахунків пока-
зано в таблиці.
З результатів техніко-економічних розрахун-
ків видно, що при вартості обладнання станом
на 2020 р. собівартість відпуску надлишкової
електричної енергії від СНЕ зростає, порівня-
но з роботою лише СЕС. Однак, з врахуванням
здешевлення капітальних інвестиційних витрат
на акумулятори це відношення до 2030 р. змен-
шиться, разом з тим відбуватиметься і здешев-
лення ФЕМ.
З урахуванням усіх прогнозних припущень для
досліджуваного режиму перенесення надлишко-
вої потужності СЕС собівартість відпуску елек-
тричної енергії за допомогою СНЕ знизиться на
30% до 2025 р. та на 45% до 2030 р.
ВИСНОВКИ
Оскільки форма добового графіка виробни-
цтва електричної енергії на СЕС не співпадає з
формою ГЕН, то виникає необхідність переноси-
ти частину виробленої електричної енергії з часу
найбільшого сонячного випромінювання в час
піку ГЕН енергосистеми. Заряджання акумуля-
торів при надлишку потужності на СЕС дозволяє
забезпечити більш сталі режими навантаження
традиційних технологій (АЕС, ТЕС, ГЕС), тобто
не зменшуючи їх потужність.
Для визначення надлишкової потужності
було порівняно ГЕН енергосистеми та графік
виробництва електричної енергії на СЕС. Моде-
лювання спільної роботи СЕС та СНЕ шляхом
приведення змінної частини потужності ГЕН до
рівня окремої СЕС дало можливість визначити
оптимальний час заряджання та розряджан-
ня акумуляторів, який відповідає надлишковій
електричній енергії СЕС та піку навантаження
енергосистеми.
Аналіз результатів моделювання показав, що
при однаковій ємності СНЕ 3,75 МВт·год для
окремих діб потреба у її потужності відрізняється,
так для 22 червня 2020 р. максимальна потужність
СНЕ визначена на рівні 1,07 МВт, а для 22 верес-
ня того ж року – 1,58 МВт. Затребувана ємність
СНЕ залежить від форми ГЕН, тому в окремі дні, з
характерним неявним піком ГЕН енергосистеми,
можна на меншу ємність використовувати СНЕ.
1. Енергетична стратегія України на період до 2035
року «Безпека, енергоефективність, конкурентоспро-
можність». Київ: Міністерство енергетики України.
URL: http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/control/uk/publish/
article;jsessionid=B483C8B0C24F6D22E66D30CEB319
8ED5.app1?art_id=245239564&cat_id=245239555 (дата
звернення: 15.10.2020).
2. НЕК «Укренерго». (2020). Встановлена потуж-
ність відновлювальних джерел енергії за 2015–2020
роки. URL: https://ua.energy/vstanovlena-potuzhnist-
energosystemy-ukrayiny/ (дата звернення: 10.07.2020).
3. Про затвердження Кодексу системи передачі: По-
станова Національної комісії, що здійснює державне
регулювання у сферах енергетики та комунальних по-
слуг від 14.03.2018 р. № 309. URL: https://zakon.rada.
gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text (дата звернення:
08.11.2020).
4. Dierauf T., Growitz A., Kurtz S., Cruz J. L. B., Riley E.,
Hansen C. Weather-Corrected Performance Ratio. United
States (NREL). 2013. https://doi.org/10.2172/1078057
Таблиця. Вхідні дані та результати техніко-економічних розрахунків
№ Найменування показника Одиниця
виміру
Дата дослідження
22.09.20 р. 22.09.25 р. 22.09.30 р.
1 Капітальні інвестиційні витрати СЕС тис.$ 7468,7 5915,9 5047,0
2 Сумарні операційні витрати СЕС тис.$ 2569,0 2285,7 2127,2
3 Капітальні інвестиційні витрати СНЕ тис.$ 583,8 375,3 271,1
4 Сумарні операційні витрати СНЕ тис.$ 516,2 312,8 211,1
5 Собівартість виробництва е/е на СЕС (PCOE) $/МВт·год 62,7 51,2 44,8
6 Собівартість відпущеної е/е від СНЕ (PCOES) $/МВт·год 212,6 148,8 116,0
44
І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 1(64)
5. НЕК «Укренерго». (2020). Роз’яснення щодо об-
меження рівня генерації ВЕС та СЕС 7 січня 2020 року.
URL: https://ua.energy/zagalni-novyny/roz-yasnennya-
shhodo-obmezhennya-generatsiyi-ves-ta-ses-7-sichnya-
2020-roku/ (дата звернення: 01.10.2020).
6. Альбом типових графіків електричних наванта-
жень. Київ: Міністерство енергетики України, 2017.
URL: http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/control/uk/publish/
article?art_id=245201705&cat_id=245201683 (дата звер-
нення: 01.10.2020).
7. Погодинний баланс потужності ОЕС Украї-
ни. Портал відкритих даних. URL: https://data.gov.ua/
dataset/31199018-e15e-4e87-bf5e-2a4293151f5c (дата
звернення: 01.10.2020).
8. НЕК «Укренерго». (2019). Звіт з оцінки відпо-
відності (достатності) генеруючих потужностей. URL:
https://ua.energy/wp-content/uploads/2020/03/Zvit-z-
otsinky-dostatnosti-generuyuchyh-potuzhnostej-2019.pdf
(дата звернення: 15.10.2020).
9. Asian development bank. (2018). Handbook on
battery energy storage system. http://dx.doi.org/10.22617/
TCS189791-2
10. Uddin M., Romlie M., Abdullah M.F., Halim S.A.,
Bakar A.H., Kwang T. A review on peak load shaving
strategies. Renewable & Sustainable Energy Reviews.
2018. Vol. 82. P. 3323—3332. http://dx.doi.org/10.1016/j.
rser.2017.10.056
11. Hoppmann J., Volland J., Schmidt T., Hoff mann V.H.
The economic viability of battery storage for residential
solar photovoltaic systems – A review and a simulation
model. Renewable & Sustainable Energy Reviews. 2014.
Vol. 39. P. 1101—1118. http://dx.doi.org/10.1016/j.
rser.2014.07.068
12. Hassan A.S., Cipcigan L., Jenkins N. Optimal
battery storage operation for PV systems with tariff
incentives. Applied Energy. 2017. Vol. 203. P. 422—441.
http://doi.org/10.17035/d.2017.0038094155
13. Dongol D., Feldmann T., Bollin E. A Model
Predictive Control based Peak Shaving Application for
a Grid Connected Household with Photovoltaic and
Battery Storage. In Proceedings of the 7th International
Conference on Smart Cities and Green ICT Systems -
SMARTGREENS. 2018. Vol. 1. P. 54—63. https://doi.
org/10.5220/0006685300540063
14. Salles R.S., Souza A.D., Ribeiro P.F. Energy
Storage for Peak Shaving in a Microgrid in the Context of
Brazilian Time-of-Use Rate. Proceedings. 2020. Vol. 58.
P. 16. https://doi.org/10.3390/WEF-06913
15. Photovoltaic Geographical Information System
(PVGIS). URL: https://ec.europa.eu/jrc/en/pvgis (дата
звернення: 18.11.2020).
16. U.S. Energy Information Administration. (2020).
Capital Cost and Performance Characteristic Estimates
for Utility Scale Electric Power Generating Technologies.
Project No. 13651.005. URL: https://www.eia.gov/
analysis/studies/powerplants/capitalcost/pdf/capital_cost_
AEO2020.pdf
Надійшла до редколегії: 23.12.2020
|
| id | systemreorg-article-772 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:39Z |
| publishDate | 2021 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/87/d9ab0b0622cd6bdd1c1e6cf59f6b5e87.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7722026-07-18T12:57:46Z Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power Моделювання використання системи акумулювання для перенесення надлишкової електричної енергії сонячної електростанції Buratynskyi I.M. modeling, power system, load demand curve, solar photovoltaic power plant, electric energy storage system, cost моделювання, енергосистема, графік електричного навантаження, сонячна фотоелектрична електростанція, система накопичення електричної енергії, собівартість The peculiarity of the operation of solar photovoltaic power plants is the dependence of the generation power on weather conditions, which leads to the maximum production of electrical energy at noon hours of the day. Due to a decrease in electricity consumption, insufficient unloading capacity of pumped storage power plants in the integrated energy system of Ukraine and the specifics of electricity production at solar photovoltaic power plants, dispatching restrictions on the level of generation power are already taking place.To transfer volumes of electrical energy in the world, electrical energy storage systems are used, which operate based on lithium-ion storage batteries. Such systems have a number of advantages over other battery energy systems, which allows their implementation in almost any power generation facility. With the help of energy storage systems, it is possible to make a profit through the purchase of electric energy during a period of low prices and its release during a period of high prices, allowing consumers to save money on its payment.In this paper, we simulate the use of a battery energy storage system for storing electrical energy to transfer excess electrical energy from a solar photovoltaic power plant. To conduct a study and identify excess capacity of a solar photovoltaic power plant, the daily schedule of electrical load is equalized to the capacity of a separate power plantBecause of the study, the optimal time for charging and discharging the battery was determined, from which it can be seen that the need to transfer excess electricity to a solar photovoltaic power plant occurs at lunchtime, and their discharge at the peak is the graph of the electrical load of the power system.The aggregate operation of a solar power plant with a total installed capacity of photovoltaic power at the level of 10 MW (DC) and a battery energy storage system for accumulating electric energy with a capacity of 3.75 MWh was simulated. For the study day, the required capacity of a battery system for accumulating electric energy at the level of 1.58 MW was determined.Using the methodology of the levelized cost of electricity and storage, a technical and economic assessment of the transfer of excess capacity of a solar photovoltaic power plant using a battery system for storing electrical energy was carried out. When calculating the cost of storage, the cost of the transferred electrical energy from the solar power plant was taken into account.From the results of technical and economic calculations, it can be seen that, in terms of the cost of equipment, as of 2020, the cost of supplying excess electrical energy from the battery energy storage system is growing when compared with the supply from a solar photovoltaic power plant. Taking into account some forecast assumptions, the cost of electricity supply from the battery energy storage system was calculated for the mode of transferring excess capacity of a solar photovoltaic power plant for 2025 and 2030 years. Особливість роботи сонячних фотоелектричних електростанції (СЕС) полягає у залежності потужності генерації від погодних умов, що призводить до максимального виробництва електричної енергії у полуденні години доби. Через зниження споживання електричної енергії, недостатню потужність на розвантаження гідроакумулюючих електростанції в об’єднаній енергосистемі України та специфіку виробництва електричної енергії на СЕС вже відбуваються вимушені диспетчерські обмеження рівня потужності генерації на них.Для перенесення обсягів електричної енергії у світі використовуються системи накопичення електричної енергії (СНЕ), які працюють на базі літій-іонних акумуляторних батарей. Батарейні системи мають ряд переваг порівняно з іншими системами акумулювання, що дозволяє їх впровадження майже на будь-яких об’єктах електроенергетики. За допомогою СНЕ можна отримувати прибуток, через купівлю електричної енергії в період низьких цін та її відпуск у період високих цін, що дозволяє споживачам зекономити кошти на її оплату.У даній роботі проведено моделювання використання СНЕ для перенесення надлишкової електричної енергії СЕС. Для проведення дослідження та виявлення надлишкової потужності СЕС добовий графік електричного навантаження (ГЕН) зрівняно до потужності окремої електростанції.У результаті проведеного дослідження визначено оптимальний час заряджання та розряджання акумуляторів, з якого видно, що потреба переносити надлишкову електроенергію на СЕС виникає у обідні години дня, а їх розряджання у пік ГЕН енергосистеми.Промодельована сукупна робота СЕС сумарною встановленою потужністю фотоелектричних модулів на рівні 10 МВт (DC) та СНЕ ємністю 3,75 МВт·год. Для досліджуваного дня визначено необхідну потужність СНЕ на рівні 1,58 МВт.За допомогою методики середньозваженої собівартості добового виробництва та зберігання електричної енергії проведено техніко-економічну оцінку перенесення за допомогою СНЕ надлишкової потужності СЕС. При розрахунку собівартості зберігання враховано вартість перенесеної електричної енергії з СЕС.З результатів техніко-економічних розрахунків видно, що при вартості обладнання станом на 2020 р. собівартість відпуск надлишкової електричної енергії з СНЕ зростає порівняно з відпуском з СЕС. З врахуванням деяких прогнозних припущень розраховано собівартість відпуску електричної енергії з СНЕ, для режиму перенесення надлишковою потужності СЕС на 2025 та 2030 рр. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2021-03-29 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/772 10.15407/pge2021.01.038 System Research in Energy; No. 1 (64) (2021): The Problems of General Energy; 38-44 Системні дослідження в енергетиці; № 1 (64) (2021): Проблеми загальної енергетики; 38-44 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/772/666 Copyright (c) 2021 Buratynskyi I.M. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | modeling power system load demand curve solar photovoltaic power plant electric energy storage system cost Buratynskyi I.M. Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| title | Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| title_alt | Моделювання використання системи акумулювання для перенесення надлишкової електричної енергії сонячної електростанції |
| title_full | Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| title_fullStr | Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| title_full_unstemmed | Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| title_short | Modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| title_sort | modeling the use of energy storage systems to transfer excess electricity from a solar power |
| topic | modeling power system load demand curve solar photovoltaic power plant electric energy storage system cost |
| topic_facet | modeling power system load demand curve solar photovoltaic power plant electric energy storage system cost моделювання енергосистема графік електричного навантаження сонячна фотоелектрична електростанція система накопичення електричної енергії собівартість |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/772 |
| work_keys_str_mv | AT buratynskyiim modelingtheuseofenergystoragesystemstotransferexcesselectricityfromasolarpower AT buratynskyiim modelûvannâvikoristannâsistemiakumulûvannâdlâperenesennânadliškovoíelektričnoíenergíísonâčnoíelektrostancíí |