Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch
The mathematical formulas are presented which are used as additional constraints of the mathematical MILP model for optimal dispatch of power system's generation and allow adequately describe the operation of twin-boiler thermal power units both in single-boiler mode and two-boiler mode. These...
Збережено в:
| Дата: | 2021 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2021
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/784 |
| 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_ | 1871104295874592768 |
|---|---|
| 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 | 2026-07-18T12:57:47Z |
| description | The mathematical formulas are presented which are used as additional constraints of the mathematical MILP model for optimal dispatch of power system's generation and allow adequately describe the operation of twin-boiler thermal power units both in single-boiler mode and two-boiler mode. These operation modes are widely used by the coal-fired thermal power twin-boiler units connected to the Integrated Power System of Ukraine and due to actual wider operation range allow to increase power system flexibility that is important under the big share of intermittent renewables, namely wind and solar generations.The results of calculations demonstrate that the use of additional proposed constraints allows finding more flexible operation modes of thermal power units resulting in lower curtailment levels for intermittent renewables, lower electricity generation by fossil fuel thermal power units. Notwithstanding that the operation of a twin-boiler coal-fired thermal unit in a single-boiler mode has a higher specific fuel consumption compared with a two-boiler mode the daily coal consumption is lower and that leads to the actual lower environmental impact from the fossil fuel power plants.The time of calculations using proposed MILP for optimal dispatch of power system's generation for one day (24 modeling periods or hours) is about 240 seconds and is long enough which is explained by the increase of the number of integers variables and by the dimension of the constrain matrix (the number of the rows about two times bigger the number of the columns). Those factors essentially complicate the computations with the optimization algorithm used by GLPK solver. Such essential time for the calculations requires more powerful computational equipment for the future generation mix projections task because the time for the calculations for one year could take about 24 hours. Nevertheless, for the one-day generation optimal load dispatch task the proposed model is absolutely suitable. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.03.004 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:02Z |
| format | Article |
| fulltext |
4
С.В. ШУЛЬЖЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Наявні значні обсяги встановленої потуж-
ності вітрової та сонячної енергетики в складі
Об’єднаної енергосистеми (ОЕС) України, а та-
кож очікуване подальше зростання потужностей
відновлюваної енергетики, оскільки її розвиток
підтримується законодавством України [1–3]
об’єктивно ускладнює режими роботи решти,
традиційних, генеруючих потужностей енерго-
системи. У 2020 р. задля підтримки належного
рівня балансової надійності енергосистеми на
законодавчому рівні оператору системи переда-
чі України (НЕК «Укренерго») було дозволено
обмежувати «надлишкові» обсяги генерації по-
тужності вітрових та сонячних електростан-
цій – Закон України «Про ринок електричної
енергії» був доповнений нормою щодо можли-
вості обмеження генерації електроенергії виро-
бленої об’єктами відновлюваної енергетики [4], а
згодом були прийняті і відповідні підзаконні нор-
мативні акти, які врегульовують як технічні, так
і фінансові питання таких обмежень. Наразі «у
зв’язку із змінами до Правил ринку, які були вне-
сені постановою НКРЕКП №2818 від 30.12.2020
року та набрали чинності з 1 січня 2021 року,
НЕК «Укренерго» … здійснює компенсацію за
невідпущену в результаті диспетчерського об-
меження електроенергію з ВДЕ … лише тим ви-
робникам, які приєдналися до публічного дого-
вору на зменшення навантаження та підключені
до Системи керування обмеженнями ВДЕ …, для
виробників, які не приєднані до публічного до-
говору на зменшення навантаження, не підклю-
чені до Системи керування обмеженнями ВДЕ та
не мають можливості … забезпечити передання
телеметричних даних в режимі реального часу,
не буде підстав для отримання оплати послуги зі
зменшення навантаження в обсягах невідпуще-
ної електричної енергії» [5, 6]. Поточний стан
впровадження вітрових та сонячних генерую-
чих потужностей до ОЕС України свідчить, що
фактично в енергосистемі вичерпані ресурси
гнучкості для подальшого нарощування потуж-
ностей мінливої відновлюваної генерації, а отже
актуальною є задача суттєвого підвищення гнуч-
кості енергосистеми. Одним із таких засобів під-
вищення гнучкості є оптимізація режимів екс-
плуатація існуючих двокорпусних енергоблоків
вугільних ТЕС, що вимагає коректного моделю-
вання їх участі у покритті графіків електричних
навантажень енергосистеми.
МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ
ЕНЕРГЕТИЧНИХ ОБ’ЄКТІВ І СИСТЕМ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 3(66): 4–13
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.03.004
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
УРАХУВАННЯ РЕЖИМІВ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ДВОКОРПУСНИХ ЕНЕРГОБЛОКІВ ТЕС
У МОДЕЛІ МАТЕМАТИЧНОГО ПРОГРАМУВАННЯ ОПТИМАЛЬНОГО ЗАВАНТАЖЕННЯ
ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ ЕНЕРГОСИСТЕМИ
Наведено математичні формули, використання яких як додаткових обмежень ма-
тематичної моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення
навантаження електростанцій енергосистеми при покритті графіка електричних
навантажень дозволяє врахувати можливість експлуатації дубль-блоків ТЕС Укра-
їни як в однокорпусному (використовується один котел), так і в двокорпусному
(використовується два котла) режимах. Такі режими широко використовуються,
зокрема, на вугільних ТЕС Об’єднаної енергосистеми України, що за рахунок
фактичного розширення діапазону регулювання дозволяє підвищити гнучкість
енергосистеми вцілому, особливо в умовах значної частки електроенергії гене-
рованої вітровими та сонячними електростанціями.
К л ю ч о в і с л о в а: е нергетична система, графік навантаження енергосистеми,
теплова електростанція, двокорпусний котлоагрегат, модель лінійного програ-
мування.
© С.В. ШУЛЬЖЕНКО, 2021
5
Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування
оптимального завантаження електростанцій енергосистеми
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Незважаючи на те, що двокорпусні енергобло-
ки ТЕС достатньо широко розповсюджені у світі
і не є інженерним рішенням, притаманним лише
для ОЕС України, моделювання режимів їх екс-
плуатації здійснюється як окремих технологічних
об’єктів [7–9] без урахування режимів генерації по-
тужності всіма типами електростанцій, що забез-
печують покриття навантаження енергосистеми. У
статті наведено математичні формули, використан-
ня яких як додаткових обмежень математичної мо-
делі лінійного програмування пошуку оптималь-
ного розподілення навантаження електростанцій
енергосистеми при покритті графіка електричних
навантажень дозволяє врахувати можливість екс-
плуатації дубль-блоків ТЕС України як в однокор-
пусному (використовується один котел), так і в дво-
корпусному (використовується два котла) режимах,
що дозволяє разом моделювати режими експлуата-
ції всіх типів генеруючих потужностей, задіяних у
покритті навантаження енергосистеми. Введення
додаткових обмежень, що дозволяють коректно мо-
делювати два режими експлуатації двокорпусного
блоку ТЕС, є розвитком моделі математичного про-
грамування, яка описана у [10–13].
Двокорпусні енергоблоки ТЕС фактично мо-
жуть експлуатуватись у двох умовно незалеж-
них режимах, причому між двома режимами є
зона, в який наявний «розрив» потужності, яку
генерує енергоблок (рис. 1 [14]). За умови вико-
ристання одного котла (лінія 1 на рис. 1) енер-
гоблок здатний генерувати електричну потуж-
ність у діапазоні 38–50% від його номінальної
встановленої потужності, а в разі використання
двох котлів (лінія 2 на рис. 1) енергоблок генерує
потужність у діапазоні 58–100% від номінальної.
Між цими режимами є «розрив», що дорівнює
діапазону 50; 58%. Таким чином, хоча фактично
енергоблок є єдиним технологічним об’єктом, у
лінійних оптимізаційних моделях через розрив-
ність залежності величини генерації потужності
від обсягу споживання палива його неможливо
описати однією змінною, яка здатна визначати
режим експлуатації такого енергоблоку в повно-
му діапазоні – від мінімального рівня генерації
(38% від номінальної встановленої потужності)
і до 100%. Це вимагає, на відміну від підходу,
який наведений у [15] і передбачає розглядати
лише один з можливих режимів (одно- або дво-
корпусний) експлуатації енергоблоку, застосу-
вати додаткові змінні, що дозволять коректно
врахувати обидва режими експлуатації в межах
однієї моделі математичного програмування.
Рис. 1. Нормативні питомі витрати палива на відпуск електроенергії для двокорпусного блоку 300 МВт:
1 – однокорпусний режим експлуатації енергоблоку (потужність генерації в діапазоні 38–50%,
2 – двокорпусний режим (потужність генерації в діапазоні 58–100%), 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%
6
С.В. ШУЛЬЖЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Для урахування можливості використання
двох режимів для двокорпусних енергоблоків ТЕС
множину, яка містить всі типи енергоблоків ТЕС
( TECK ) у моделі [12] розділимо на дві підмножини
1 2 1 2: ( )TEC TEC TEC TEC TECK K K K K – під-
множина 1TECK містить типи енергоблоків ТЕС,
що обладнані одним котлоагрегатом (для Украї-
ни це енергоблоки номінальною потужністю 100,
150, 200, 300 МВт), а підмножина 2TECK містить
типи двокорпусних енергоблоків ТЕС (для Укра-
їни це енергоблоки номінальною потужністю 800
та 300 МВт). Також аналогічно розділимо множи-
ну TECU , яка містить перелік енергоблоків певного
типу – 1 2 1 2: ( )TEC TEC TEC TEC TECU U U U U .
Для урахування режимів експлуатації двокор-
пусних енергоблоків введемо множину 2TECF ,
яка буде містити два режими експлуатації,
але теоретично може містити довільну кіль-
кість, наприклад, режим експлуатації енерго-
блока, що описується лінією 2 на рис. 1 (дво-
корпусний режим) може бути розділений на
два режими – той, що відповідає частині лінії
2, яка є горизонтальною (питомі обсяги спо-
живання палива є незмінними), та тій частині
лінії 2, що інтерпольована лінією 3 (питомі об-
сяги споживання палива зростають відповід-
но до зменшення генерації потужності). У мо-
делі будемо використовувати індекс 2TECf F ,
який відповідає певному режиму експлуатації
двокорпусного енергоблока. Також змініться
використання індексу k, що відповідає типу ге-
неруючої потужності, яка може бути використана
в енергосистемі для покриття навантаження, зо-
крема: 1 2\ ( )PS TEC TECk K K K K або, що те
саме \ ( )PS TECk K K K – генеруючі потужності,
що підключені до енергосистеми, за виключенням
ГАЕС (цьому типу генерації відповідає підмножи-
на PSK ) та всіх ТЕС (як однокорпусних, так і дво-
корпусних), зокрема, ТЕЦ, АЕС, ГЕС, ВЕС, СЕС;
1TECk K – на відміну від моделі [12], в якій цей
індекс використовується для ідентифікації типу
енергоблоків з множини
1 2TEC TEC TECK K K тут
будемо явно визначати який тип енергоблоків
ідентифікує індекс, у цьому випадку – однокор-
пусний тип енергоблоків ТЕС (множина 1TECK ).
Індекс 1TECU – аналогічно до моделі [12] іден-
тифікує кількість енергоблоків певного типу,
але виключно з підмножини 1TECK . Для пред-
ставлення в моделі двокорпусних енергоблоків
будемо використовувати множину 2TECV , в якій
містяться всі наявні двокорпусні енергоблоки,
відповідно індекс 2TECv V використовується для
моделювання кожного такого енергоблоку.
З урахуванням модифікованих множин та
індексів критерій оптимізації моделі [12] буде
таким:
1 1
2 2
\( )
1 1
1 1 1 1
1 1
2 2
1 1 1
( )
min.
PS TEC TEC TEC
PS KPS
TEC TEC
K K KT K U
G G TEC TEC
kt k kut ku
t k k u
K U
G G G P P P I I E E
kut kut kut kut kut kut t t t t
k u
T V F
TEC TEC
vft vf
t v f
p c p c
y P c y P c z c z c
p c
Перший член критерію (1) такий же, як і в мо-
делі [12] за виключенням того, що в ньому вико-
ристовуються тільки однокорпусні енергоблоки
ТЕС, а другий член враховує участь двокорпусних
енергоблоків, які використовуються у відповідно-
му режимі при покритті електричних навантажень
енергосистеми ( 2TEC
vftp – змінна, що відповідає не-
змінному обсягу генерації потужності в певному
режимі певним двокорпусним енергоблоком про-
тягом певного періоду моделювання, 2TEC
vfc – собі-
вартість генерації електроенергії енергоблоком у
відповідному режимі експлуатації).
Перепишемо також обмеження (2) моделі [12],
яке вимагає дотримання суворого балансу між об-
сягом виробництва, «умовного» експорту та ім-
порту і рівнем потреби в електричній потужності
для кожного періоду часу:
1 1 2 2\( )
1 2
1 1 1 1 1
1 1
( ) ;
PS TEC TEC TEC TEC TEC
PS KPS
K K K K U V F
G TEC TEC
kt kut vft
k k u v f
K U
G G P P I E
kut kut kut kut t t t
k u
p p p
y P y P z z D t T
У рівнянні (2), аналогічно до (1), для урахуван-
ня потужності, що генерується енергоблоками те-
плових електростанцій, окремий член використо-
вується для однокорпусних енергоблоків (другий
член рівняння) та окремий член для двокорпус-
них (третій член), причому кожен з двокорпусних
енергоблоків може працювати в одному із режи-
мів з множини FТЕС2.
У моделі [12] формули (3)–(11) описують робо-
ту енергоблоків ТЕС відповідно до припущення,
що вони використовуються лише в одному режи-
мі. Ці рівняння лишаються без змін, але замість
множини KТЕС слід використовувати множину
KТЕС1, аналогічно замість UТЕС слід використовува-
ти множину UТЕС1, тобто сфера дії рівнянь поши-
рюється лише на однокорпусні енергоблоки. Мо-
делювання участі кожного з множини двокорпус-
них енергоблоків в покритті графіків електричних
навантажень з урахуванням можливих режимів їх
використання описується наступною залежністю,
яка додається у модель [12] як обмеження:
2
2 2
1
1; ;
TECF
TEC TEC
vft
f
r v V t T , (3)
(1)
. (2)
7
Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування
оптимального завантаження електростанцій енергосистеми
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
де 2TEC
vftr – булева (бінарна) змінна(и), яка може
приймати значення 0 (нуль) – двокорпусний енер-
гоблок не використовується в певному режимі
протягом певного періоду моделювання або 1
(один) – енергоблок у відповідний період вико-
ристовується. Якщо енергоблок взагалі не ви-
користовується в жодному режимі, то всі змінні
2TEC
vftr будуть дорівнювати 0 (нулю), а оскільки
сума змінних, ліва частина обмеження, має бути
не більшою за 1 (один), то це гарантує що протя-
гом кожного періоду моделювання (години) може
бути використаний лише один режим експлуатації
двокорпусного блоку.
Також до моделі [12] необхідно додати форму-
ли аналогічні до формул (3)–(11), але які опису-
ють умови залучення до покриття навантаження
енергосистеми двокорпусних енергоблоків. Кіль-
кість стартів енергоблоку для кожного режиму
експлуатації обмежується окремо:
2 2 2 2
1
; ;
T
TEC TEC TEC TEC
vft vf
t
s N v V f F , (4)
де 2TEC
vfts – булева (бінарна) змінна(и), сума значень
якої для всього горизонту моделювання не може
перевищувати значення максимальної заданої
кількості стартів енергоблоку у певному режи-
мі –
2TEC
vfN .
Також визначимо час безперервної експлуатації
енергоблоку в певному режимі після його старту:
2
2 2
1
2
2 2
1
:
,
:
,
TEC
vf
t
TEC TEC
vfvfm
m
GTEC
tvft
TEC TEC
vfvfm
m t
t M
o
t M
M
s
s
2 2; ;TEC TECt T v V f F
(5)
де 2GTEC
vfto – булева (бінарна) змінна(и), значення
якої для кожного періоду моделювання дорівнює
1 (один), якщо енергоблок в цей період експлу-
атується в певному режимі і дорівнює 0 (нуль),
якщо не експлуатується, причому, сума значень
цієї змінної має точно дорівнювати заданій трива-
лості експлуатації енергоблоку у певному режимі
( 2TEC
vfM ) за умови, що вже відбувся старт його екс-
плуатації – змінна 2TEC
vfts для певного періоду при-
йняла значення 1 (один).
Обмеження мінімальної та максимальної потуж-
ності, яку здатен генерувати кожен двокорпусний
енергоблок у певному режимі визначається так:
22 2
2 2
;
; ;
TECGTEC MIN GTEC MAX
vft vf vft vfvft
TEC TEC
po G o G
t T v V f F
(6)
де MIN
vfG
і MAX
vfG – мінімальна та максимальна по-
тужність генерації відповідно.
Для покриття нерівномірності графіка спожи-
вання потужностей двокорпусний енергоблок пе-
редбачено використовувати в режимі слідування
за навантаженням, але можливості збільшення (7)
та зменшення (8) потужності є обмеженими, що
формалізовано так:
(7)
2
2 2
( 1)
0 : 1,
: 1,
GTEC UP
vft vf TEC TEC
vft vf t
t
o p
p p t
2 2; ;TEC TECt T v V f F
2
2 2
( 1)
0 : 1,
: 1,
GTEC DOWN
vft vf TEC TEC
vft vf t
t
o p
p p t
2 2; ;TEC TECt T v V f F , (8)
де UP
vfp – визначене дозволене збільшення по-
тужності двокорпусного енергоблоку, що працює
в певному режимі відносно попереднього періо-
ду моделювання, DOWN
vfp – визначене дозволене
зменшення потужності відносно попереднього
періоду.
Також для кожного етапу моделювання забез-
печення вимоги щодо наявних вторинних резер-
вів на завантаження (9) та розвантаження (10) для
ТЕС має визначатись із урахуванням режимів екс-
плуатації як однокорпусних, так і двокорпусних
енергоблоків:
1 1 2 2 ;GTEC MAX TEC GTEC MAX TEC UP
kt k kt vft vf vft wo G p o G p L
1 2 2; ; ;TEC TEC TECk K v V f F
1 2; ,TEC TECw K V t T (9)
1 1 2 2 ;TEC GTEC MIN TEC GTEC MIN DOWN
kt kt k vft vft vf wp o G p o G L
1 2 2; ; ;TEC TEC TECk K v V f F
1 2; ,TEC TECw K V t T (10)
де UP
wL ( DOWN
wL ) – визначене значення вторинного
резерву на завантаження (з верхнім індексом UP)
та розвантаження (з верхнім індексом DOWN),
що мають забезпечити енергоблоки ТЕС протягом
всього періоду, що моделюється.
Крім описаних вище додаткових рівнянь, що
дозволяють в моделі [12] враховувати викорис-
тання двокорпусного енергоблоку в режимі екс-
плуатації одного котла, також використовувався
режим обмеження генерації ВЕС та СЕС для кож-
ного інтервалу моделювання (режим № 3, описа-
ний у [13]), тобто для ВЕС та СЕС допускалось
незалежне застосування змінного обмежуючого
коефіцієнту навантаження для кожного часового
інтервалу, для чого у модель були додані і вико-
ристовувались відповідні математичні формулю-
вання (формули (2.7)–(2.10), надані у статті [13]).
,
,
,
8
С.В. ШУЛЬЖЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Отже для розрахунків використовувалась модель
математичного програмування, яка є синтезом мо-
делей, описаних у [12] та [13], а також із додани-
ми обмеженнями, описаними в цій статті.
Для виконання розрахунків використана вхід-
на інформація та припущення, які детально опи-
сані у [13], але із такими відмінностями:
- можливість імпорту та експорту електро-
енергії з енергосистеми був заборонений, тобто
моделювався ізольований стан, в якому баланс
між споживанням та виробництвом забезпечу-
ється виключно наявними в енергосистемі гене-
руючими потужностями;
- для участі в покритті потужності споживан-
ні використовувався енергоблок номінальною
встановленою потужністю 800 МВт з діапазоном
регулювання 540–750 МВт, а також енергобло-
ки ТЕС встановленою номінальної потужністю
300 МВт – як двокорпусні, так і однокорпусні,
використання інших енергоблоків, встановле-
ною потужністю 100, 150, 200 було заборонено;
- для енергоблоків ТЕС встановленою по-
тужністю 300 МВт були задані такі діапазони
регулювання: для енергоблоку номінальною
потужністю 300 МВт, що оснащений котлоагре-
гатом з одним котлом або двокорпусного блоку,
який працює в режимі використання двох кот-
лів, зміна потужності генерації задана в діапа-
зоні 178–280 МВт; для двокорпусного блоку,
що працює в режимі використання одного котла
(одним корпусом котлоагрегату) заданий діапа-
зон становить – 108–145 МВт;
- для енергоблоку ТЕС 800 МВт кількість
стартів протягом діапазону моделювання (24 год)
задана в кількості 1 (один), а тривалість експлу-
атації 24 год; для однокорпусного блоку ТЕС
300 МВт – кількість стартів протягом доби не
перевищує 2 (два), час експлуатації – не більше
24 год; для двокорпусного блоку кількість стар-
тів в кожному режимі – 4 (чотири), час експлуа-
тації – не більше 12 год.
Результати розрахунків за умови використан-
ня енергоблоків ТЕС 300 МВт у діапазоні регу-
лювання 178–280 МВт (варіант № 1) наведені на
рис. 2 та табл. 1 (у цьому випадку використову-
ються лише енергоблоки ТЕС з котлоагрегатами
із одним котлом, а якщо котлоагрегат складається
з двох котлоагрегатів, то використання однокор-
пусного режиму заборонено). Альтернативний
варіант розрахунків (варіант № 2) виконано за
умови можливості комбінованого використання
енергоблоків ТЕС 300 МВт, тобто дозволяється
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
МВтМВт
година
АЕС + ТЕЦ + БлСт ТЕС ВЕС
СЕС ГЕС ГАЕС генерація
ГАЕС_Насосн ГАЕС_Ген Спож
Рис. 2. Результати оптимізації завантаження генеруючих потужностей
при покритті навантаження ОЕС України для 13 жовтня 2018 р. за умови заборони
використання енергоблоків ТЕС 300 МВт у однокорпусному режимі
9
Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування
оптимального завантаження електростанцій енергосистеми
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Таблиця 1. Результати оптимізації завантаження генеруючих потужностей
при покритті навантаження ОЕС України для 13 жовтня 2018 р. за умови заборони використання
енергоблоків ТЕС 300 МВт в однокорпусному режимі, МВт
Час,
год
АЕС+
ТЕЦ+
БлокСт
ВЕС (Ген.
обмежена/
Коеф. вик., %)
СЕС
(Ген.обмежена/
Коеф. вик., %)
ТЕСвуг ГЕС ГАЕС
(Нас/Ген)
Кількість
блоків
(300 /
300_1корп)
Резерви на
ТЕС (Нав/
Розв)
01 7566 1749,5 / 72 0 / 0 4751 642 0 / 0 18 / 0 1179 / 1007
02 7570 1749,5 / 72 0 / 0 4571 200 0 / 0 18 / 0 1359 / 827
03 7571 1749,5 / 74 0 / 0 4434 200 0 / 0 18 / 0 1496 / 690
04 7582 1749,5 / 72 0 / 0 4293 200 0 / 0 18 / 0 1637 / 549
05 7575 1749,5 / 72 0 / 0 4473 231 0 / 0 18 / 0 1457 / 729
06 7574 1749,5 / 72 0 / 0 4653 502 0 / 0 18 / 0 1277 / 909
07 7622 1749,5 / 71 104,4 / 100 4643 645 0 / 0 18 / 0 1287 / 899
08 7653 1749,5 / 70 534,2 / 100 4463 778 0 / 0 18 / 0 1467 / 719
09 7679 1749,5 / 81 1842,1 / 100 4264 613 0 / 0 18 / 0 1666 / 520
10 7699 1749,5 / 78 2898,2 / 100 4064 200 216,5 / 0 18 / 0 1866 / 320
11 7719 1749,5 / 72 3296,1 / 88 4224 256 637,5 / 0 18 / 0 1706 / 480
12 7735 1749,5 / 75 3296,1 / 81 4197 200 637,5 / 0 18 / 0 1733 / 453
13 7728 1749,5 / 76 3296,1 / 80 4155 200 928,0 / 0 18 / 0 1775 / 411
14 7669 1749,5 / 76 3296,1 / 85 4334 342 1187,5 / 0 18 / 0 1596 / 590
15 7667 1749,5 / 90 3296,1 / 98 4483 200 1187,5 / 0 18 / 0 1436 / 750
16 7665 1606,7 / 100 2523,7 / 100 4694 305 680,5 / 0 18 / 0 1236 / 950
17 7676 1381,6 / 100 1363,2 / 100 4944 774 0 / 0 23 / 0 2386 / 310
18 7729 1459,2 / 100 460,5 / 100 5194 1141 0 / 512 23 / 0 2136 / 560
19 7746 1749,5 / 84 0 / 0 5811 1329 0 / 1024 23 / 0 1886 / 810
20 7769 1749,5 / 83 0 / 0 6101 1329 0 / 1061 23 / 0 1636 / 1060
21 7778 1749,5 / 82 0 / 0 5944 1329 0 / 873 23 / 0 1386 / 1310
22 7828 1749,5 / 76 0 / 0 5926 1071 0 / 361 23 / 0 1458 / 1238
23 7813 1749,5 / 73 0 / 0 5622 571 0 / 324 23 / 0 1708 / 988
24 7811 1749,5 / 80 0 / 0 5412 242 0 / 0 23 / 0 1918 / 778
За
добу 184424 41188 26207 115657 13500
5475 /
4155
— —
однокорпусний та двокорпусний режим викорис-
тання енергоблоків із двома котлами і одночасно
енергоблоків з одним котлом (рис. 3 та табл. 2).
Результати розрахунків для варіанта № 1
(рис. 1, табл. 1) забезпечують збалансованість
між споживанням та генерацією електроенергії
за умови обмеження відпуску електроенергії як
від вітрових, так і від сонячних електростанцій.
Для вітрових електростанцій обсяг обмежень
за добу в порівнянні із оригінальним (необ-
меженим) профілем генерації ВЕС становить
11632 МВт·год, а для СЕС – 2708 МВт·год. Про-
тягом доби використовується 18 блоків включно
до 16-ої години, а починаючи із 17-ої для покрит-
тя пікових навантажень додатково завантажуєть-
ся ще 5 енергоблоків.
Результати розрахунків для варіанта № 2
(рис. 2, табл. 2) свідчать, що для забезпечення
збалансованості між споживанням та генера-
цією електроенергії також необхідно застосо-
вувати обмеження відпуску електроенергії як
від вітрових, так і від сонячних електростанцій.
Для вітрових електростанцій обсяг обмежень
за добу в порівнянні із оригінальним (необ-
меженим) профілем генерації ВЕС становить
6442 МВт·год (що на 5190 МВт·год менше порів-
10
С.В. ШУЛЬЖЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
МВтМВт
година
АЕС + ТЕЦ + БлСт ТЕС ВЕС
СЕС ГЕС ГАЕС генерація
ГАЕС_Насосн ГАЕС_Ген Спож
Рис. 3. Результати оптимізації завантаження генеруючих потужностей при покритті навантаження
ОЕС України для 13 жовтня 2018 р. за умови використання енергоблоків ТЕС 300 МВт
як в двокорпусному, так і в однокорпусному режимі
Таблиця 2. Результати оптимізації завантаження генеруючих потужностей
при покритті навантаження ОЕС України для 13 жовтня 2018 р. за умови використання
енергоблоків ТЕС 300 МВт як в двокорпусному, так і в однокорпусному режимі, МВт
Час,
год
АЕС+
ТЕЦ+
БлокСт
ВЕС (Ген.
обмежена/
Коеф. вик., %)
СЕС
(Ген.обмежена/
Коеф. вик., %)
ТЕСвуг ГЕС ГАЕС
(Нас/Ген)
Кількість
блоків
(300 /
300_1корп)
Резерви на
ТЕС (Нав/
Розв)
01 7566 1999,5 / 82 0 / 0 4462 682 0 / 0 14 / 4 928 / 998
02 7570 1999,5 / 82 0 / 0 4322 200 0 / 0 14 / 4 1068 / 858
03 7571 1999,5 / 85 0 / 0 4185 200 0 / 0 14 / 4 1205 / 721
04 7582 1999,5 / 82 0 / 0 4044 200 0 / 0 14 / 4 1346 / 580
05 7575 1999,5 / 82 0 / 0 4223 232 0 / 0 14 / 4 1167 / 759
06 7574 1999,5 / 82 0 / 0 4403 503 0 / 0 14 / 4 987 / 939
07 7622 1999,5 / 81 104,4 / 100 4365 674 0 / 0 14 / 4 1025 / 901
08 7653 1999,5 / 80 534,2 / 100 4175 816 0 / 0 14 / 4 1215 / 711
09 7679 1999,5 / 93 1842,1 / 100 3975 652 0 / 0 14 / 4 1415 / 511
10 7699 1999,5 / 89 2898,2 / 100 3814 200 216,5 / 0 14 / 4 1576 / 350
11 7719 1999,5 / 82 3296,1 / 88 3974 256 637,5 / 0 14 / 4 1416 / 510
12 7735 1999,5 / 86 3296,1 / 81 3947 200 637,5 / 0 14 / 5 1588 / 375
13 7728 1999,5 / 87 3296,1 / 80 3948 200 928,0 / 0 14 / 5 1587 / 376
14 7669 1999,5 / 86 3296,1 / 85 4154 273 1187,5 / 0 14 / 5 1381 / 582
15 7667 1940,5 / 100 3296,1 / 98 4293 200 1187,5 / 0 14 / 5 1201 / 762
11
Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування
оптимального завантаження електростанцій енергосистеми
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
няно з результатами для варіанта № 1, а для СЕС,
так само як і для варіанта № 1 – 2708 МВт·год.
Протягом доби разом із енергоблоками із одним
котлоагрегатом використовуються також двокор-
пусні енергоблоки, що працюють з використанням
одного корпусу котлоагрегату: використовується
4 блоки включно до 11-ої години, починаючи із
12-ої і до 16-ої додається ще один енергоблок,
протягом пікових навантажень за відсутності ге-
нерації потужності сонячними електростанціями,
використовується 7 енергоблоків.
Для обох варіантів розрахунків навантажен-
ня гідроагрегатів ГАЕС, а також енергоблоків
АЕС співпадає, також співпадає добовий обсяг
генерації електроенергії ГЕС, хоча щогодин-
не навантаження гідроагрегатів ГЕС протягом
доби відрізняється. Обсяг виробництва елек-
троенергії ТЕС за добу для варіанта № 1 є біль-
шим на 5190 МВт·год порівняно з варіантом
№ 2, що відповідає різниці між обсягом генера-
ції електроенергії вітровими електростанціями
для цих варіантів.
Обсяги споживання вугілля протягом доби
вугільними енергоблоками ТЕС здійснені із ви-
користанням зміни питомих показників (рис. 1)
залежно від навантаження та режиму викорис-
тання як однокорпусних, так і двокорпусних
енергоблоків і наведені у табл. 3.
Таблиця 3. Споживання вугілля вугільними енергоблоками ТЕС
залежно від режиму їх використання, тонна
Час,
год
Варіант № 1 Варіант № 2
ТЕС 800 ТЕС 300 ТЕС 300 – 1 корпус ТЕС 800 ТЕС 300 ТЕС 300 – 1 корпус
01 280 1504 0 280 1223 187
02 280 1451 0 280 1178 187
03 280 1410 0 280 1138 187
04 280 1367 0 272 1102 187
05 280 1422 0 280 1143 194
06 280 1475 0 280 1184 209
07 280 1472 0 280 1161 223
08 280 1419 0 276 1120 209
09 273 1364 0 269 1078 194
10 265 1307 0 261 1034 194
11 258 1364 0 254 1078 208
12 250 1361 0 246 1060 234
13 243 1355 0 239 1067 234
Час,
год
АЕС+
ТЕЦ+
БлокСт
ВЕС (Ген.
обмежена/
Коеф. вик., %)
СЕС
(Ген.обмежена/
Коеф. вик., %)
ТЕСвуг ГЕС ГАЕС
(Нас/Ген)
Кількість
блоків
(300 /
300_1корп)
Резерви на
ТЕС (Нав/
Розв)
16 7665 1606,7 / 100 2523,7 / 100 4584 372 680,5 / 0 18 / 5 2071 / 300
17 7676 1381,6 / 100 1363,2 / 100 4854 864 0 / 0 18 / 7 2091 / 354
18 7729 1459,2 / 100 460,5 / 100 5124 1211 0 / 512 18 / 7 1821 / 624
19 7746 1999,5 / 96 0 / 0 5562 1329 0 / 1024 18 / 7 1551 / 894
20 7769 1999,5 / 95 0 / 0 5852 1329 0 / 1061 18 / 7 1281 / 1164
21 7778 1999,5 / 94 0 / 0 5774 1250 0 / 873 18 / 7 1171 / 1274
22 7828 1999,5 / 87 0 / 0 5769 979 0 / 361 18 / 7 1210 / 1235
23 7813 1999,5 / 84 0 / 0 5465 479 0 / 324 18 / 7 1480 / 965
24 7811 1999,5 / 91 0 / 0 5205 200 0 / 0 18 / 6 1595 / 813
За
добу 184424 46378 26207 110467 13500 5475 / 4155 — —
12
С.В. ШУЛЬЖЕНКО
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Як видно з табл. 3, режим навантаження енерго-
блоків ТЕС, відповідно до варіанту № 2, незважаючи
на те, що режим експлуатації ТЕС з одним корпусом
котлоагрегату потребує значно більших питомих ви-
трат вугілля потребує менше вугілля – за варіантом
№ 1 добове споживання становить 43,7 тис. т, а за
варіантами № 2 – 42,4 тис. т (на 1,3 т менше).
Наведена в статті математична модель реа-
лізована на мові MathProg [16] з використанням
пакету оптимізації GLPK [17]. Розрахунки за ва-
ріантом № 1 та № 2 здійснювались на комп’ютері
з процесором Intel i5 2.9 GHz 2019 року випуску.
Для прискорення розрахунків було задане допус-
тиме відхилення 5%, замість 0,1% яке використо-
вується як стандартне. Час, необхідний для роз-
рахунку за варіантом № 1, становить менше 30 с,
а за варіантом № 2 потрібно більше ніж 240 с для
одного розрахунку. Таке суттєве збільшення три-
валості пошуку рішення пояснюється збільшен-
ням кількості цілочислових змінних, що з ураху-
ванням того, що матриця обмежень містить май-
же в два рази більше рядків ніж стовпчиків (після
підготовки вхідної матриці вона містить більше
3300 рядків і більше 1800 стовпчиків) суттєво
ускладнює реалізацію оптимізаційного алгорит-
му GLPK. Такий значний час розрахунків вима-
гає використання суттєво більш потужних засобів
обчислювальної техніки при використанні цих
моделей для у задачах дослідження розвитку ге-
неруючих потужностей, оскільки виконання роз-
рахунків для календарного року буде потребувати
більше 24 год лише власне для обчислень. У ви-
падку вирішення задачі оптимізації навантажен-
ня генеруючих потужностей для певної доби час,
який необхідний для розрахунків є прийнятним.
ВИСНОВКИ
1. Поточний стан впровадження вітрових та со-
нячних генеруючих потужностей до ОЕС України
свідчить, що фактично в енергосистемі вичерпані
ресурси гнучкості для подальшого нарощування
потужностей мінливої відновлюваної генерації, а
отже актуальною є задача суттєвого підвищення
гнучкості енергосистеми. Одним із таких засобів
підвищення гнучкості є оптимізація режимів екс-
плуатація існуючих двокорпусних енергоблоків
вугільних ТЕС, що вимагає коректного моделю-
вання їх участі у покритті графіків електричних
навантажень енергосистеми.
2. У статті запропоновано математичні формули,
використання яких як додаткових обмежень мате-
матичної моделі лінійного програмування пошуку
оптимального розподілення навантаження електро-
станцій енергосистеми при покритті графіка елек-
тричних навантажень дозволяє врахувати можли-
вість експлуатації дубль-блоків ТЕС України як в
однокорпусному (використовується один котел), так
і двокорпусному (використовується два котла) режи-
мах, що дозволяє разом моделювати режими експлу-
атації всіх типів генеруючих потужностей задіяних
у покритті навантаження енергосистеми. Описані у
статті додаткові обмеження по суті є розвитком мо-
делі математичного програмування, опис якої наве-
дено в попередніх публікаціях автора за 2020 р.
3. Розрахунки показують, що запропоновані
додаткові обмеження дозволяють більш гнуч-
ко навантажувати енергоблоки ТЕС, що веде до
зменшення обмежень на відпуск потужності від-
новлюваними джерелами енергії, зменшує ви-
робництво електроенергії ТЕС, що спалюють
органічне паливо. Незважаючи на те, що режим
Час,
год
Варіант № 1 Варіант № 2
ТЕС 800 ТЕС 300 ТЕС 300 – 1 корпус ТЕС 800 ТЕС 300 ТЕС 300 – 1 корпус
14 242 1410 0 246 1109 251
15 235 1464 0 242 1151 269
16 242 1516 0 250 1267 287
17 250 1667 0 257 1325 327
18 257 1739 0 265 1381 353
19 265 1810 0 272 1435 379
20 272 1878 0 280 1488 403
21 280 1945 0 280 1540 379
22 280 1924 0 280 1551 353
23 272 1857 0 272 1497 327
24 280 1788 0 265 1444 298
За добу 6402 37270 0 6405 29750 6270
Разом 43672 42435
13
Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування
оптимального завантаження електростанцій енергосистеми
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
експлуатації ТЕС з одним корпусом котлоагрегату
потребує значно більших питомих витрат вугілля
порівняно з двокорпусним режимом добове спо-
живання вугілля є меншим, що об’єктивно підви-
щує екологічність теплової енергетики.
4. Час, необхідний для розрахунку навантажень
енергосистеми протягом доби із використанням за-
пропонованої моделі, становить більше ніж 240 с,
що приблизно у вісім разів більше, ніж для базової
(неудосконаленої) моделі. Таке суттєве збільшення
тривалості пошуку рішення пояснюється збільшен-
ням кількості цілочислових змінних, що з урахуван-
ням того, що матриця обмежень містить майже в два
рази більше рядків ніж стовпчиків суттєво ускладнює
реалізацію оптимізаційного алгоритму GLPK. Такий
значний час розрахунків вимагає використання суттє-
во більш потужних засобів обчислювальної техніки
при використанні цих моделей у задачах досліджен-
ня розвитку генеруючих потужностей, оскільки вико-
нання розрахунків для календарного року буде потре-
бувати більше 24 год лише власне для обчислень. У
випадку вирішення задачі оптимізації навантаження
генеруючих потужностей для певної доби час, який
необхідний для розрахунків є прийнятним, і викорис-
тання запропонованої моделі є цілком можливим.
Роботу виконано за напрямом «Підтримка прі-
оритетних для держави наукових досліджень і
науково-технічних (експереметальних) розробок»
бюджетної програми КПКВ 6541230
1. Про ратифікацію Угоди про асоціацію між Укра-
їною, з однієї сторони, та Європейським Союзом, Єв-
ропейським співтовариством з атомної енергії і їхніми
державами-членами, з іншої сторони: Закон України
від 16.09.2014 № 1678-VII. Відомості Верховної Ради
(ВВР), 2014, № 40, ст. 2021
2. Угода про асоціацію між Україною, з однієї сто-
рони, та Європейським Союзом, Європейським спів-
товариством з атомної енергії і їхніми державами-чле-
нами, з іншої сторони. URL: https://zakon.rada.gov.ua/
laws/show/984_011#n2820 (дата звернення: 22.07.2021).
3. Про ринок електричної енергії України: Закон
України від 13.04.2017 №2019-VIII. Відомості Верхо-
вної Ради (ВВР), 2017, № 26-27. 312 с.
4. Про внесення змін до деяких законів України щодо
удосконалення умов підтримки виробництва електричної
енергії з альтернативних джерел енергії: Закон України
від 21.07.2020 р. № 810-IX. URL: https://zakon.rada.gov.ua/
laws/show/810-20#n95 (дата звернення: 22.07.2021).
5. До уваги виробників електроенергії з ВДЕ: щодо
компенсації обмежень у 2021 році. Київ: НЕК «Укре-
нерго», 2021. URL: https://ua.energy/electricity-market/
do-uvagy-vyrobnykiv-elektroenergiyi-z-vde-shhodo-
kompensatsiyi-obmezhen-u-2021-rotsi/ (дата звернення:
19.07.2021).
6. Виробникам з ВДЕ. Київ: НЕК «Укренерго», 2021.
URL: https://ua.energy/uchasnikam_rinku/vyrobnykam-z-
vde/ (дата звернення: 19.07.2021).
7. Maddah, H.; Sadeghzadeh, M.; Ahmadi, M.H.; Ku-
mar, R.; Shamshirband, S. Modeling and Effi ciency Opti-
mization of Steam Boilers by Employing Neural Networks
and Response-Surface Method (RSM). Mathematics 2019,
7, 629. https://doi.org/10.3390/math7070629
8. Yan Xie, Xin Liu, Chaoqun Zhang, Jun Zhao & Hey-
ang Wang. (2021). Coupled heat transfer model for the
combustion and steam characteristics of coal-fi red boil-
ers. Engineering Applications of Computational Fluid Me-
chanics, 15:1, 490―502. https://doi.org/10.1080/1994206
0.2021.1890227
9. Zheng, Shu & Luo, Zi-Xue & Zhang, Xiangyu.
(2011). Distributed parameters modeling for evaporation
system in a once-through coal-fi red twin-furnace boiler. In-
ternational Journal of Thermal Sciences. 20. 2496—2505.
https://doi.org/10.1016/j.ijthermalsci.2011.07.010
10. Шульженко С.В., Тюрютіков О.І., Тарасенко
П.В. Модель математичного програмування з цілочи-
сельними змінними визначення оптимального режиму
завантаження гідроагрегатів гідроакумулюючих елек-
тростанцій при покритті добового графіку електрич-
них навантажень енергосистеми України. Проблеми за-
гальної енергетики. 2019. Вип. 4(59). С. 1―23. https://
doi.org/10.15407/pge2019.04.013
11. Shulzhenko S., Turutiukov O. and Bilenko M. Mixed
integer linear programming dispatch model for power sys-
tem of Ukraine with large share of baseload nuclear and
variable renewables. 2020 IEEE 7th International Confer-
ence on Energy Smart Systems (ESS), 2020. pp. 363—368.
https://doi.org/10.1109/ESS50319.2020.9160222
12. Шульженко С.В., Тюрютіков О.І., Іваненко Н.П.
Модель математичного програмування з цілочисельними
змінними визначення оптимального складу та завантажен-
ня енергоблоків теплових електростанцій та гідроагрегатів
гідроакумулюючих електростанцій при покритті добового
графіка електричних навантажень енергосистеми України.
Проблеми загальної енергетики. 2020. Вип. 1(60). С. 14—
23. https://doi.org/10.15407/pge2020.01.014
13. Шульженко С.В. Оптимізація диспетчеризації
генеруючих потужностей енергосистеми за умови об-
меження генерації вітрових та сонячних електростан-
цій. Проблеми загальної енергетики. 2020. Вип. 4(63).
С. 14—23. https://doi.org/10.15407/pge2020.04.014
14. Стан теплової енергетики України, перспективи її
оновлення та модернізації. Міністерство енергетики та
вугільної промисловості України, 2005. URL: http://mpe.
kmu.gov.ua/minugol/control/ publish/article?art_id=94031
15. Шульженко С.В. Врахування витрат палива те-
плової електростанції методом «від’ємної» складової в
моделі лінійного програмування пошуку оптимального
розподілення навантаження електростанцій енергосис-
теми. Проблеми загальної енергетики. 2019. Вип. 3(58).
С. 4—10. https://doi.org/10.15407/pge2019.03.004
16. Makhorin Andrew. Modeling Language GNU
MathProg / Language Reference – for GLPK. – Version
4.58. February 2016. URL: http://ftp.gnu.org/gnu/glpk/
glpk-4.63.tar.gz (дата звернення: 19.07.2021).
17. GLPK (GNU Linear Programming Kit). URL: https://
www.gnu.org/software/glpk/ (дата звернення: 19.07.2021).
Надійшла до редколегії: 27.07.2021
|
| id | systemreorg-article-784 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:50Z |
| publishDate | 2021 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/4f/1237d1951e199399e51f7173f700784f.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7842026-07-18T12:57:47Z Thermal Power Plant Fuel Consumption Accounting using “Negative” Member Method in Linear Programming Model for Optimal Generation Dispatch Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування оптимального завантаження електростанцій енергосистеми Shulzhenko S.V. Integrated Power System, Load profile, thermal power plant, twin-boiler thermal unit, linear programming model, generation dispatch енергетична система, графік навантаження енергосистеми, теплова електростанція, двокорпусний котлоагрегат, модель лінійного програмування The mathematical formulas are presented which are used as additional constraints of the mathematical MILP model for optimal dispatch of power system's generation and allow adequately describe the operation of twin-boiler thermal power units both in single-boiler mode and two-boiler mode. These operation modes are widely used by the coal-fired thermal power twin-boiler units connected to the Integrated Power System of Ukraine and due to actual wider operation range allow to increase power system flexibility that is important under the big share of intermittent renewables, namely wind and solar generations.The results of calculations demonstrate that the use of additional proposed constraints allows finding more flexible operation modes of thermal power units resulting in lower curtailment levels for intermittent renewables, lower electricity generation by fossil fuel thermal power units. Notwithstanding that the operation of a twin-boiler coal-fired thermal unit in a single-boiler mode has a higher specific fuel consumption compared with a two-boiler mode the daily coal consumption is lower and that leads to the actual lower environmental impact from the fossil fuel power plants.The time of calculations using proposed MILP for optimal dispatch of power system's generation for one day (24 modeling periods or hours) is about 240 seconds and is long enough which is explained by the increase of the number of integers variables and by the dimension of the constrain matrix (the number of the rows about two times bigger the number of the columns). Those factors essentially complicate the computations with the optimization algorithm used by GLPK solver. Such essential time for the calculations requires more powerful computational equipment for the future generation mix projections task because the time for the calculations for one year could take about 24 hours. Nevertheless, for the one-day generation optimal load dispatch task the proposed model is absolutely suitable. Наведено математичні формули, використання яких як додаткових обмежень математичної моделі лінійного програмування пошуку оптимального розподілення навантаження електростанцій енергосистеми при покритті графіка електричних навантажень дозволяє врахувати можливість експлуатації дубль-блоків ТЕС України як в однокорпусному (використовується один котел), так і в двокорпусному (використовується два котла) режимах. Такі режими широко використовуються, зокрема, на вугільних ТЕС Об’єднаної енергосистеми України, що за рахунок фактичного розширення діапазону регулювання дозволяє підвищити гнучкість енергосистеми вцілому, особливо в умовах значної частки електроенергії генерованої вітровими та сонячними електростанціями.Наведені розрахунки показують, що запропоновані додаткові обмеження дозволяють більш гнучко навантажувати енергоблоки ТЕС, що веде до зменшення обмежень на відпуск потужності відновлюваними джерелами енергії, зменшує виробництво електроенергії ТЕС, що спалюють органічне паливо. Незважаючи на те, що режим експлуатації ТЕС з одним корпусом котлоагрегату потребує більших питомих витрат вугілля в порівнянні із двокорпусним режимом добове споживання вугілля є меншим, що об’єктивно підвищує екологічність теплової енергетики.Час, необхідний для розрахунку навантажень енергосистеми протягом доби, із використанням запропонованої моделі становить більше ніж 240 с, що є достатньо тривалим і пояснюється збільшенням кількості цілочислових змінних, що з урахуванням того, що матриця обмежень містить майже вдвічі більше, рядків ніж стовпчиків суттєво ускладнює реалізацію оптимізаційного алгоритму GLPK. Такий значний час розрахунків вимагає використання суттєво більш потужних засобів обчислювальної техніки при використанні цих моделей у задачах дослідження розвитку генеруючих потужностей, оскільки виконання розрахунків для календарного року буде потребувати більше 24 год лише власне для обчислень. У випадку вирішення задачі оптимізації навантаження генеруючих потужностей для певної доби час, який необхідний для розрахунків, є прийнятним, і використання запропонованої моделі є цілком можливим General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2021-06-29 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/784 10.15407/pge2021.03.004 System Research in Energy; No. 3 (66) (2021): The Problems of General Energy; 4-13 Системні дослідження в енергетиці; № 3 (66) (2021): Проблеми загальної енергетики; 4-13 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/784/678 Copyright (c) 2021 Shulzhenko S.V. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | Integrated Power System Load profile thermal power plant twin-boiler thermal unit linear programming model generation dispatch 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 | Урахування режимів експлуатації двокорпусних енергоблоків ТЕС у моделі математичного програмування оптимального завантаження 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 twin-boiler thermal unit linear programming model generation dispatch |
| topic_facet | Integrated Power System Load profile thermal power plant twin-boiler thermal unit linear programming model generation dispatch енергетична система графік навантаження енергосистеми теплова електростанція двокорпусний котлоагрегат модель лінійного програмування |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/784 |
| work_keys_str_mv | AT shulzhenkosv thermalpowerplantfuelconsumptionaccountingusingnegativemembermethodinlinearprogrammingmodelforoptimalgenerationdispatch AT shulzhenkosv urahuvannârežimívekspluatacíídvokorpusnihenergoblokívtesumodelímatematičnogoprogramuvannâoptimalʹnogozavantažennâelektrostancíjenergosistemi |