Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting
The rapid growth of renewable generation share in the power systems worldwide, that could be explained by the world community desire for sustainable clean energy, combating the global climate change, has led to widespread use of wind and solar power plants as today’s most productive and competitive....
Saved in:
| Date: | 2021 |
|---|---|
| Author Affiliations: |
|
| Keywords: | keywords |
| 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/785 |
| 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_ | 1871104296193359872 |
|---|---|
| author | Nechaieva T.P. |
| author_facet | Nechaieva T.P. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Nechaieva T.P.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Nechaieva T.P. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:47Z |
| description | The rapid growth of renewable generation share in the power systems worldwide, that could be explained by the world community desire for sustainable clean energy, combating the global climate change, has led to widespread use of wind and solar power plants as today’s most productive and competitive. With significant volumes of generation of these RES there are difficulties in the power system balancing due to insufficient flexibility of traditional generation, which limits electricity supply from renewables.The electricity storage is seemed to be a key solution to a number of technical and economic problems of the wind and solar power integration into the power system due to its unique ability to store and re-supply electricity to the grid. Electricity storage can be used to store excess volumes of renewable energy generation, which will be used later, minimizing or removing restrictions on supply of that excesses.The article presents approaches to taking into account the use of storage systems of electricity storage in a partial-integer model for forecasting of the power system generating capacity structure development. The use of storage system for the consumption/supply of electricity in the daily electrical load curves of the power system is modeled taking into account the available storage capacity. For hydropower the limitation of the water resource availability is taken into account. Battery energy storages ensure the transfer of excess power from wind and solar plants to the peaking periods of daily load if there is absent the possibility to ramp-down conventional generation during maximum wind and solar electric power production. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.03.014 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:02Z |
| format | Article |
| fulltext |
14
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Стрімке зростання частки відновлюваної гене-
рації в електроенергетичних системах світу, обу-
мовлене прагненням світової спільноти до стійкої
екологічно чистої енергетики та стримання гло-
бальних змін клімату, сприяло використанню ши-
рокого спектру технологій на відновлюваних дже-
релах енергії (ВДЕ), значну частку з яких скла-
дають гідроенергетичні (ГЕС), вітроенергетичні
(ВЕС) та сонячні фотоелектричні (СЕС) електро-
станції. Наявність цих ресурсів змінна в різному
ступені та в різних часових масштабах − річних,
сезонних, місячних, добових, погодинних та вну-
трішньогодинних [1]. Значне підвищення продук-
тивності вітрових та сонячних електростанцій,
зростання їх конкурентоспроможності, вагомий
ресурсний потенціал цих змінних відновлюваних
джерел виробництва електроенергії сприяє ши-
рокому просуванню цих технологій при розгляді
майбутнього низьковуглецевого розвитку елек-
троенергетики. При значних обсягах генерації
цих ВДЕ виникають складнощі при балансуванні
енергосистеми, обумовлені недостатньою гнуч-
кістю її потужностей та необхідністю обмеження
їх відпуску. Так, при невеликому маневреному
діапазоні енергоблоків ТЕС ОЕС України, значної
частки базової генерації АЕС, невеликої частки
високоманеврених гідроенергетичних потужнос-
тей при збільшенні потужностей ВЕС і СЕС для
балансування енергосистеми та забезпечення її
операційної безпеки в певні доби їх генерація вже
примусово обмежувалась [2].
Завдяки унікальним можливостям заряджання,
зберігання та повторного відпуску електроенергії,
акумуляційні системи розглядаються як ключове
рішення для розв’язку ряду технічних та еконо-
мічних проблем інтеграції у електроенергетичну
систему відновлюваних джерел енергії, обумов-
лених мінливістю та невизначеністю сонячної та
вітрової генерації [3]. Накопичувачі електроенер-
гії можуть використовуватися для зберігання над-
лишкових обсягів генерації ВЕС та СЕС, яка буде
використана пізніше, мінімізуючи або усуваючи
обмеження їх відпуску. Вони можуть допомогти
згладити профіль генерації цих ВДЕ, уникнувши
різких коливань їх потужності через зміни погод-
них умов та підтримуючи заздалегідь визначені
профілі потужності. Найпоширенішою формою
зберігання електроенергії є гідроакумуляція. Зі
збільшенням обсягів ВЕС та СЕС в електроенер-
гетичній системі оператор енергосистеми може
зберігати електроенергію під час їх максимально-
го виробництва – зазвичай у періоди із низькими
СИСТЕМНІ ДОСЛІДЖЕННЯ
ТА КОМПЛЕКСНІ ПРОБЛЕМИ ЕНЕРГЕТИКИ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 3(66): 14–22
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.03.014
УДК 621.311: 519.876.5 Т.П. НЕЧАЄВА, канд. техн. наук, ORCID: 0000-0001-9154-4545
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
УРАХУВАННЯ ВИКОРИСТАННЯ АКУМУЛЯЦІЙНИХ СИСТЕМ У МОДЕЛІ ПРОГНОЗУВАННЯ
ДОВГОСТРОКОВОГО РОЗВИТКУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИЧНОЇ СИСТЕМИ
Представлено підходи до врахування використання акумуляційних систем на-
копичення електроенергії у частково-цілочисельній моделі прогнозування роз-
витку структури генеруючих потужностей електроенергетичної системи. Ви-
користання потужностей акумуляційних систем у балансах покриття добових
графіків електричного навантаження енергосистеми моделюється з урахуван-
ням доступної ємності накопичення. Для гідроенергетичних потужностей врахо-
вано обмеження на водність ресурсу. Батарейні акумуляційні системи забезпе-
чують перенесення у балансах покриття навантаження надлишкової потужності
вітрових та сонячних електростанцій при вичерпанні можливості подальшого
розвантаження інших генеруючих джерел до пікових годин споживання.
К л ю ч о в і с л о в а: електроенергетична система, прогнозування розвитку,
математична модель, батарейна акумуляційна система накопичення енергії,
графік навантаження.
© Т.П. НЕЧАЄВА, 2021
15
Урахування використання акумуляційних систем у моделі прогнозування
довгострокового розвитку електроенергетичної системи
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
цінами на електроенергію, використовувати їх
згодом в періоди пікового споживання [3]. Цей
захід витісняє більш дорогі ресурси пікової ге-
нерації, знижує ціни в години пік, а також дозво-
ляє уникати можливих стрибків цін, пов’язаних
з дефіцитними подіями. В обох випадках на-
копичення електроенергії сприяє збільшенню
частки ВДЕ в енергосистемі за рахунок перене-
сення обсягів генерації у години пікового спо-
живання та зменшення примусового обмеження
їх відпуску.
У частково-цілочисельній моделі довгостро-
кового розвитку електроенергетичної системи
[4] часовая деталізація передбачала урахування
сезонних та добових змін навантаження з вико-
ристанням трьохзонного графіка електричного
навантаження (ГЕН). При покритті характерних
добових графіків електричного навантаження
використання гідроакумулюючих потужностей
(ГАЕС) враховувалося в режимі закачування у
зоні нічного провалу та в режимі генерації в зоні
пікового навантаження.
Збільшення частки потужностей на відновлю-
ваних джерелах енергії, таких, як вітрові та соняч-
ні електростанції, обумовило необхідність біль-
шої деталізації у часі добового графіка електрич-
ного навантаження для урахування зміни потуж-
ності цих ВДЕ. Значний обсяг генерації сонячних
електростанцій у денні години доби обумовлює
як зниження потужності традиційних маневрених
джерел, так і використання акумулюючих потуж-
ностей у режимі споживання електроенергії при
недостатній гнучкості енергосистеми. Крім ГАЕС
через обмеженість їх ресурсу, профіцит виробни-
цтва електроенергії ВДЕ в енергосистемі можна
зменшити з застосуванням батарейних акумуля-
ційних систем (АБ). Це обумовлює необхідність
врахування в добових балансах покриття наванта-
ження можливості використання акумуляційних
систем як в режимі споживання електроенергії,
так і в режимі її відпуску. Вибір кожного з цих
режимів має відбуватися при реалізації оптимі-
заційної задачі в залежності від добового наван-
таження енергосистеми, діапазонів гнучкості на-
явних на кожному етапі традиційних генеруючих
потужностей та прогнозованих обсягах генерації
ВЕС та СЕС.
Тому метою дослідження є удосконалення мо-
делі прогнозування довгострокового розвитку
структури генеруючих потужностей електроенер-
гетичної системи з урахуванням використання в
балансах покриття добових графіків навантажен-
ня акумуляційних систем накопичення електро-
енергії в режимах споживання/відпуску електро-
енергії при значних обсягах впровадження потуж-
ностей на відновлюваних джерелах енергії.
Урахування сезонної нерівномірності добо-
вих графіків електричного навантаження при
моделюванні передбачає формування типових
добових ГЕН відповідного сезону з агрегацією
погодинних потужностей у послідовні часові
інтервали (сегменти) доби, в яких потужність
навантаження приймається постійною. Для мо-
делювання зміни навантаження протягом доби
у моделі типовий 24-годинний добовий графік
навантаження приводиться до 4-сегментного (і
більше) з визначеною тривалістю кожного часо-
вого інтервалу, що в сукупності за обсягом до-
бового споживання має відповідати добовому
споживанню фактичного 24-годинного ГЕН. Це
формалізується наступним чином:
24
1 1
Z
sd sdz dz
z
D D h , (1)
де Dsdτ – потужність ГЕН у годину доби τ типо-
вої доби d з множини D характерних днів року s
сезону з множини S сезонів року, МВт; Δτ – годи-
на доби; Z – загальна кількість часових сегментів
доби ГЕН; Dsdz – потужність навантаження протя-
гом часового інтервалу z типового добового ГЕН,
МВт; hdz − тривалість сегменту z добового ГЕН d,
годин.
Потреби в енергії для кожного сегмента добо-
вого навантаження можуть бути задоволені низ-
кою різних альтернатив. По-перше, електроенер-
гія може бути вироблена диспетчеризованими
технологіями з урахуванням режимів їх роботи,
кожен з яких задається коефіцієнтами викорис-
тання їх потужності у відповідному сегменті по-
слідовно протягом доби. Вклад диспетчеризова-
ної потужності у покриття потреб даного сегмен-
ту добового навантаження – це добуток змінної її
потужності та відповідних для заданих режимів
коефіцієнтів використання її встановленої потуж-
ності у даному сегменті ГЕН.
У математичній моделі довгострокового розви-
тку структури генеруючих потужностей електрое-
нергетичної системи [4] для моделювання динаміки
введення–вибуття генеруючих потужностей про-
тягом прогнозного періоду використовується пред-
ставлення технологій їх одиничними потужностями
та кількостями. Це дозволяє враховувати поетапне
виведення існуючих потужностей з урахуванням
терміну їх експлуатації, технологічних та екологіч-
них обмежень на їх функціонування, введення но-
вих потужностей для задоволення прогнозного по-
питу на електроенергію з урахуванням комерційної
доступності новітних перспективних генеруючих
технологій у прогнозному періоді, тривалості про-
ектно-будівельних робіт та терміну експлуатації.
У період з початку горизонту прогнозування до
етапу прогнозованої комерційної доступності но-
16
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
вої технології, а також наступних етапів її будів-
ництва і введення в експлуатацію нова потужність
є недоступною для використання у моделі. У на-
ступні етапи загальна кількість введених за етап
одиничних потужностей може бути обмежена з
урахуванням прогнозних темпів їх впроваджен-
ня, наявними інвестиційними, матеріальними,
виробничими та технічними ресурсами для бу-
дівництва [4]. Загальні обсяги введення нових по-
тужностей регулюються в тому числі за рахунок
інвестиційних обмежень, заданих для кожного
етапу прогнозування. Також враховано неможли-
вість фінансування впровадження нових потуж-
ностей за прогнозним періодом, що унеможлив-
лює їх будівництво на останніх етапах горизонту
прогнозування [5].
Сумарна встановлена потужність нових техно-
логій типу n на етапі t прогнозного періоду 1÷T,
є добутком цілочисельної змінної Xnt їх доступної
на цьому етапі до використання кількості і від-
повідної одиничної потужності Pn установки. Ця
змінна кількості доступних до використання но-
вих потужностей визначається з урахуванням ди-
наміки їх вводу-виводу протягом горизонту про-
гнозування і складається з кількості усіх нових
установок даного типу, введених в експлуатацію
за всі попередні етапи до поточного етапу включ-
но, за виключенням тих, у яких завершився тер-
мін експлуатації [4, 5].
Існуючі установки типу e з множини E іс-
нуючих на початковому етапі прогнозування
потужностей також представлені в моделі їх
одиничною потужністю Pe та заданим параме-
тром кількості одиниць існуючих установок Net,
що залишаються в експлуатації на етапі t про-
гнозного періоду, який враховує їх експлуата-
ційний ресурс та можливі обмеження у роботі
внаслідок виконання прийнятих екологічних
зобов’язань, зокрема, закладених у Національ-
ному плані скорочення викидів від великих спа-
люючих установок (НПСВ).
У балансах покриття добових ГЕН енерго-
системи використовуються змінні загальних
потужностей нових та існуючих технологій
кожного типу, що фактично використовуються
на поточному етапі прогнозного періоду, які об-
межуються їх загальною встановленою потуж-
ністю з урахуванням готовності до несення на-
вантаження та умови мінімального стабільного
рівня їх генерації.
Для нових та існуючих установок, які працю-
ють у заданих змінних режимах f використання
їх потужності протягом доби, обмеження для
змінних їх загальної потужності, що використо-
вуються при покритті добових ГЕН, мають на-
ступний вигляд:
,
,
MN MX F
nsdt nt n nsfdt nsdt nt n
f F
MN MX F
esdt et e esfdt esdt et e
f F
d X P Y d X P n N
d N P Y d N P e E ,
(2)
де
MN
nsdtd , MN
esdtd – коефіцієнти, що враховують мі-
німально допустимі рівні нової n чи існуючої е
потужності з множин нових NF та існуючих EF
маневрених технологій відповідно; MX
nsdtd ,
MX
esdtd –
коефіцієнти, які враховують технічну доступ-
ність нових та існуючих потужностей до несення
навантаження відповідно; Ynsfdt, Ynsdzt – змінні за-
гальної потужності на етапі t нових та існуючих
технологій з множини NF та EF відповідно, що ви-
користовуються у режимі f з множини F режимів
зміни їх потужності при покритті z сегменту d
доби сезону s ГЕН.
До таких маневрених технологій, які можуть
змінювати свою потужність від номінальної до мі-
німально припустимої стійкої роботи, відносять-
ся теплові енергоблоки. Атомні енергоблоки теж
можуть змінювати свою потужність, але при мо-
делюванні рівень зміни для існуючих енергобло-
ків АЕС незначний. Кожен режим використання
потужності технології задається вектором частки
використання її встановленої потужності у кожно-
му z сегменті добового ГЕН {afzz}.
Використання потужностей ВЕС та СЕС у
сегментах добового ГЕН задається змінними, що
формуються з урахуванням їх типових добових
профілів потужності:
,
,
nsdzt nsz nt n
esdzt esz et e
Y a X P
Y a N P (3)
де Ynsdzt, Yesdzt – загальні потужності нових ВЕС,
СЕС з множини NL нових та EL існуючих на ета-
пі t установок ВДЕ, що використовуються при
покритті z сегменту d доби s сезону ГЕН; ansz,
aesz – коефіцієнти використання встановлених по-
тужностей нових та існуючих ВЕС, СЕС у відпо-
відному сегменті добового ГЕН.
Потужність гідрогенерації у сегментах добово-
го графіка навантаження обмежується загальною
водністю наявних гідроресурсів [6], що задається
обмеженням на добове виробництво електроенер-
гії ГЕС та необхідним водопропуском:
( )
G G
P
nsdzt esdzt sd dz dst
z Z n N e E
Y Y V h G , (4)
де Ynsdzt, Yesdzt – змінні загальної потужності нових
та існуючих ГЕС з множин NG нових та EL існую-
чих гідроенергетичних установок відповідно; P
sdV
− потужність водопропуску ГЕС для характерної
доби d сезону s; dstG – обмеження на загальний об-
сяг гідрогенерації у характерній добі ГЕН (відпо-
відного сезону), МВт·год.
,
17
Урахування використання акумуляційних систем у моделі прогнозування
довгострокового розвитку електроенергетичної системи
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Основним обмеженням для участі акумуля-
ційних систем накопичення енергії (ГАЕС та
АБ) у балансах покриття навантаження добо-
вих ГЕН є обсяг накопиченої на початок поточ-
ного сегменту доби енергії та наявність і обсяг
вільної ємності для заряду накопичувача (запо-
внення водосховища). При моделюванні вва-
жається, що на початок першого сегменту до-
бового ГЕН накопичувач повністю розрядже-
ний. На початок кожного наступного часового
сегменту ємність накопиченої енергії визна-
чається, виходячи з обсягу накопиченої енер-
гії на початку попереднього сегменту, розря-
дженої або зарядженої енергії протягом цього
сегменту добового ГЕН, що формалізується
наступним чином:
( 1) ( 1) ( 1) ( 1)( ) ,z
nsdzt nsd z t nsd z t n nsd z t d zS S Z k R h
, ,GA BAn N N
( 1) ( 1) ( 1) ( 1)( ) ,z
esdzt esd z t esd z t e esd z t d zS S Z k R h
, 2 ,GAe E z Z
0, 0, 1,nsdtz esdztS S z (5)
де Snsdz, Sesdz – рівень заряду нових та існуючих аку-
муляційних систем на початок z сегменту добово-
го ГЕН, МВт·год; ,z z
n ek k – ефективність перетво-
рення електроенергії нових та існуючих систем
накопичення енергії відповідно; ,z z
n ek k ≤ 1; Rnsdzt,
Resdzt – змінні загальної потужності генерації но-
вих/існуючих гідроакумулюючих електростанцій
з множин нових NGA та існуючих EGA ГАЕС відпо-
відно або потужності розряду батарейних акуму-
ляційних систем з множини нових акумуляційних
систем накопичення електроенергії NBA на етапі
t при покритті z зони d доби s сезону ГЕН; Znsdzt,
Zesdzt – змінні загальної потужності споживання
електроенергії нових/існуючих ГАЕС з множини
NGA, EGA або заряду нових батарейних акумуляцій-
них систем з множини NBA на етапі t у z зоні d доби
s сезону ГЕН.
Вільна ємність накопичувача на початку доби
забезпечується балансом обсягу накопиченої/роз-
рядженої протягом доби енергії, який для нових
та існуючих акумуляційних систем задається від-
повідними рівняннями:
,z
nsdzt n dz nsdzt dz
z Z z Z
Z k h R h
,GAn N , , ,BAN s S d D
, .z GA
esdzt e dz esdzt dz
z Z z Z
Z k h R h e E
(6)
Потужність розряду накопичувача у сегмен-
ті z добового ГЕН залежить від обсягу нако-
пиченої на його початку енергії та тривалості
розряду, що відповідає тривалості відповідного
сегменту:
, , ,GA BAnsdzt
nsdzt
dz
SR n N N
h
, .GAesdzt
esdzt
dz
SR e E
h
(7)
Потужність заряду-споживання електроенергії
системами акумулювання енергії (ГАЕС, батарейні
акумуляційні системи) у відповідному сегменті до-
бового ГЕН обмежується відповідно до стану за-
ряду накопичувача, що визначається обсягом віль-
ної на початку z сегменту ємності накопичувача з
урахуванням номінальної ємності накопичувача
та обсягом накопиченої на початок цього сегменту
енергії, що задається наступним обмеженням:
, , ,
nom
GA BAns nsdzt
nsdzt z
dz n
S SZ n N N
h k
, ,
nom
GAes esdzt
esdzt z
dz e
S SZ e E
h k
(8)
де ,nom nom
ns esS S – номінальна ємність нової/існуючої
акумуляційної системи відповідно, МВт·год.
Номінальна ємність нової/існуючої акуму-
ляційної системи визначається, виходячи з но-
мінальної ємності одиничного накопичувача та
змінної загальної кількості доступних до вико-
ристання нових/заданої кількості існуючих на
етапі t установок:
,
,
nom nom
ns sn n nt
nom nom
es se e et
S k E X
S k E N (9)
де nom
nE , nom
eE – номінальні ємності нової/існую-
чої одиничної установки відповідно, МВт·год; ksn,
kse – коефіцієнти, що враховують сезонні зміни но-
мінальної ємності (для ГАЕС).
Використання батарейних акумуляційних
систем накопичення електроенергії для пере-
носу загальної надлишкової потужності ВЕС та
СЕС передбачає їх заряджання в тим сегментах
добового ГЕН, де при вичерпанні всіх можли-
востей щодо зниження генерації диспетчеризо-
ваних установок та заповнення ГАЕС загальна
потужність генерації перевищує навантаження.
Потужність заряду батарейних акумуляційних
систем обмежується загальною потужністю ге-
нерації ВЕС та СЕС у відповідному сегменті до-
бового ГЕН:
( )
L L
n AB sdzt nsdzt esdzt
n N e E
Z Y Y . (10)
Покриття навантаження кожного сегменту до-
бового ГЕН забезпечується використанням змін-
них потужностей всіх наявних на даному етапі
генеруючих установок та змінних потужностей
накопичення/генерації акумуляційних систем:
18
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
( )F F L G
nsfz nsfdt esfz esfdt nsdzt
f F f Fn N e E n N N
a Y a Y Y
( )L G GA BA GA BA
esdzt nsdzt nsdzt
e E E n N N n N N
Y R Z
,
GA GA
i e
esdzt esdzt sdzt sdzt sdzt
e E e E
R Z z z D
, , , 1 ,z Z d D s S t T (11)
де ansfz, aesfz – коефіцієнти використання в ре-
жимі f встановленої потужності нових та існу-
ючих диспетчеризованих технологій з множин
нових NF та існуючих EF установок відповідно
у z сегменті добового ГЕН; i
sdztz , e
sdztz − спеці-
альні «штрафні» змінні, що використовуються
при вичерпанні можливості покриття попиту на
електроенергію всіма технологіями виробни-
цтва/споживання електроенергії, що розгляда-
ються при моделюванні. Значення цих змінних
розглядаються як потужності імпорту/експорту
електроенергії в енергосистемі відповідно або
для визначення обмеження на обсяги генерації
ВДЕ; Dsdzt – прогнозне навантаження z сегменту
типового добового d ГЕН s сезону етапу t про-
гнозного періоду.
Критерієм оптимального довгострокового
розвитку структури генеруючих потужностей
електроенергетичної системи є мінімізація за-
гальних витрат нових генеруючих установок, а
також експлуатаційних витрат існуючих потуж-
ностей при покритті заданих графіків електрич-
них навантажень:
1
,
,
nt F
F
L G
L G
T
c N v
nt n nfsdt nfsdt sdt
t n N f F s S d Dn N
v
efsdt efsdt sdt
f F s S d De E
v
nsdzt nsdzt sdt dzt
s S d D z Zn N N
v
esdzt esdzt sdt dzt
s S d D z Ze E E
v
nsdzt nsdzt sdt d
C X P C Y H
C Y H
C Y H h
C Y H h
C R H h
,
,
GA BA
GA BA
GA
GA
zt
s S d D z Zn N N
v
nsdzt nsdzt sdt dzt
s S d D z Zn N N
v
esdzt esdzt sdt dzt
s S d D z Ze E
v
esdzt esdzt sdt dzt
s S d D z Ze E
i i
sdzt sdt dzt
s S d D z Z
e e
sdzt sdt dzt
z
C Z H h
C R H h
C Z H h
k z H h
k z H h min,
s S d D Z
де Cc
nt, – середньозважені річні умовно-по-
стійні питомі витрати нових технології типу
n на одиницю потужності установки; Cv
nsfzt,
Cv
esfzt – середньозважені умовно-змінні питомі
експлуатаційні витрати на одиницю виробленої/
спожитої електроенергії нових технології типу
n та існуючих типу е відповідно, приведені до
етапу t початку експлуатації установки; ki, ke –
коефіцієнти при штрафних змінних, значення
яких мають перевищувати коефіцієнти при ін-
ших змінних цільової функції.
Умовно-постійні питомі витрати нових тех-
нологій визначаються із загальних інвестицій-
них витрат на впровадження установки з ура-
хуванням зміни значень питомих капітальних
витрат на впровадження технологій протягом
прогнозного періоду, сплати відсотків за кре-
дитними коштами з приведенням їх до річно-
го середньозваженого значення з урахуванням
дисконтування [4]. До умовно-змінних питомих
експлуатаційних витрат включено витрати на
експлуатацію та технічне обслуговування, па-
ливні та екологічні платежі.
Апробацію моделі проведено для визначен-
ня перспективної структури генеруючих потуж-
ностей для кожного річного етапу на період до
2050 р. При моделюванні формувалися баланси
покриття таких характерних добових ГЕН:
− доба типового зимового і літнього дня
навантаження ОЕС при відповідних для них
КВВП ВЕС та СЕС, що забезпечує визначення
обсягів необхідних генеруючих потужностей,
а також річних показників функціонування
енергосистеми – виробництва електроенергії
за типами потужностей, викидів забруднюю-
чих речовин та парникових газів, споживання
палива;
− доба максимального навантаження ОЕС
при мінімальних КВВП ВЕС та СЕС і низькій
водності для визначення максимальної потуж-
ності традиційної генерації [6];
− доба вихідного дня весняного паводку при
максимальних КВВП ВЕС та СЕС для визначен-
ня потужностей акумуляції.
Профілі типових добових ГЕН зимового та
літнього днів було сформовано до погодинної
потужності споживання ОЕС України 24 січня
та 25 липня 2019 р. відповідно [7]. Погодинний
графік потужності споживання цих діб було
агреговано у чотири послідовні часові сегмен-
ти з визначенням середнього навантаження для
кожного такого сегмента, що в сукупності має
забезпечити відповідне фактичне добове ви-
робництво електроенергії (табл. 1). Відповідно
до сформованих профілів навантаження та про-
гнозного попиту на електричну електроенергії
(12)
+
19
Урахування використання акумуляційних систем у моделі прогнозування
довгострокового розвитку електроенергетичної системи
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
для кожного року прогнозного періоду визна-
чено навантаження кожного сегменту доби,
покриття якого з урахуванням власних потреб
електростанцій має бути забезпечено при реа-
лізації моделі.
Типові нормовані профілі потужності СЕС
та ВЕС було визначено відповідно до їх харак-
терних профілів відповідних місяців сезону,
для яких сформовано профілі навантаження ти-
пових добових ГЕН. Для доби максимального
навантаження ОЕС були застосовано добовий
ГЕН, шо відповідає добі з максимальною по-
тужністю навантаження ОЕС 28 січня 2019 р.
Добовий профіль потужності ВЕС відповідає
добі з мінімальним добовим виробництвом ВЕС
23 жовтня 2019 р. Для СЕС такий профіль сфор-
мовано аналогічно для добового профілю її по-
тужності 8 січня 2019 р.
Для складання балансу потужностей дня вес-
няного паводку профіль добового навантаження
сформовано для доби максимального виробни-
цтва ГЕС вихідного дня 25 травня 2019 р. Добо-
ві профілі потужностей ВЕС і СЕС для балансу
цієї характерної доби було визначено для діб їх
максимального виробництва у травні 2019 р.
для 18 і 28 травня відповідно.
При моделюванні враховувалось, що існу-
ючі потужності АЕС будуть експлуатуватися
у понадпроектний 30-річний термін, у період
2026–2028 рр. буде введено 2 нові атомні енер-
гоблоки одиничною потужністю 1000 МВт, а
також розглянуто можливість введення про-
тягом прогнозного періоду нових потужнос-
тей з реакторами з одиничною потужністю
1100 МВт та малими модульними реакторами
одиничною потужністю 150 МВт. Для існую-
чих вугільних енергоблоків ТЕС передбачено
їх поступове виведення з експлуатації відпо-
відно до НПСВ, вичерпання ресурсу та обме-
ження роботи при недотриманні нормативних
вимог щодо викидів забруднюючих речовин.
На заміну виведених з експлуатації енерго-
блоків розглядаються нові екологічно чисті
вугільні енергоблоки з широким маневреним
діапазоном, а також пікові установки на при-
родному газі.
Результати моделювання перспективної
структури генеруючих потужностей та показни-
ків її функціонування наведено у табл. 2, 3.
У табл. 4 наведено отримані при моделюван-
ні потужності покриття балансів навантаження
доби максимального навантаження для 2025,
2035 та 2045 рр.
Як видно з табл. 4, при мінімальних потуж-
ностях ВЕС та СЕС, що характерно для діб мак-
симального навантаження, які зазвичай прихо-
дяться на зимові дні [6], потужності ГАЕС вико-
ристовуються у звичайному режимі закачуван-
ня у години нічного провалу ГЕН та відпуску
електроенергії у години пікового споживання.
Батарейні акумуляційні системи до балансуван-
ня потужностей ВДЕ не залучаються. Для по-
криття пікового попиту також залучаються пі-
кові установки на природному газі.
У табл. 5 наведено отримані при моделю-
ванні потужності покриття балансів наванта-
ження доби весняного паводку для 2025, 2035
та 2045 рр.
Як видно з наведених у табл. 5 результа-
тів моделювання, при введених до 2025 р.
800 МВт/3200 МВт·год батарейних акумуля-
ційних систем їх потужності буде недостатньо
для балансування потужностей ВЕС та СЕС,
тому їх надлишкову генерацію необхідно буде
експортувати або обмежувати протягом доби.
У подальшому балансування енергосистеми
можливе за рахунок розвантаження нових ма-
неврених потужностей ТЕС, використанням
нових потужних енергоблоків АЕС у заданих
змінних режимах роботи протягом доби та
енергоблоків АЕС з малими модульними ре-
акторами.
Таблиця 1. Визначення профілів навантаження типових діб ГЕН
Сегмент
доби
Тривалість,
год
Навантаження
зимової доби,
МВт
Коефіцієнт
навантаження зимової
доби відносно до
максимальної
потужності
Навантаження
літньої доби,
МВт
Коефіцієнт навантаження
літньої доби
(відносно максимальної
потужності зимової
доби)
1 7 18100 0,8 13200 0,59
2 6 21800 0,97 15700 0,70
3 6 22500 1,0 16500 0,73
4 5 21473 0,95 16217 0,72
20
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Таблиця 3. Показники функціонування перспективної структури ОЕС України до 2050 р.
Показник 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Виробництво електроенергії,
всього, млрд кВт·год,
в тому числі:
148,4 170,7 189,6 194,0 210,1 240,5
АЕС 78,2 100,4 101,6 101,6 86,2 86,5
ТЕС 41,3 34,3 44,1 36,7 64,2 81,3
ГЕС і ГАЕС 9,1 9,0 9,2 9,1 9,0 9,0
ГЕС 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3 7,3
ГАЕС 1,8 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7
ВЕС і СЕС 19,3 25,9 34,7 45,7 50,7 61,2
ВЕС 11,3 16,5 23,5 32,4 39,3 49,7
СЕС 8,0 9,5 11,3 13,4 11,5 11,5
АБ 0,6 1,0 0,2 1,1 0,0 2,4
ГАЕС закачування 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3 2,3
АБ заряд 0,7 1,2 0,3 1,4 0,0 3,0
Споживання палива, млн т у.п.
– вугілля 13,4 10,9 11,4 10,4 18,2 26,3
– природний газ 2,0 1,5 2,9 1,4 3,4 0,5
Викиди забруднювачів, тис. т:
SO2 672,9 430,9 24,1 22,2 39,0 56,2
NOX 75,8 53,6 26,2 21,8 39,4 49,2
Пил 30,5 20,3 1,6 1,5 2,5 3,6
Викиди CO2, млн т 40,5 33,2 38,3 32,9 59,1 78,3
Таблиця 2. Перспективна структура ОЕС України до 2050 р., ГВт
Тип потужності 2025 2030 2035 2040 2045 2050
АЕС 13,8 15,8 15,8 15,8 13,3 12,1
ТЕС вугільні 15,8 7,0 6,3 6,3 8,7 13,5
ТЕС газові 1,0 3,5 6,0 8,5 10,8 10,8
ТЕЦ вугільні 1,3 1,1 0,0 0,0 0,0 0,0
ТЕЦ газові 3,5 2,4 1,7 1,4 0,0 0,0
ВЕС 3,1 4,6 6,5 9,0 10,9 13,8
СЕС 6,5 7,7 9,1 10,9 9,3 9,4
ГЕС та ГАЕС 6,9 6,9 6,9 6,9 6,9 6,9
АБ 0,8 2,8 6,6 11,6 10,8 8,8
Всього 52,8 51,7 58,9 70,4 70,6 75,1
21
Урахування використання акумуляційних систем у моделі прогнозування
довгострокового розвитку електроенергетичної системи
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
Таблиця 4. Баланси покриття навантаження доби максимального споживання
Ти
п
по
-
ту
ж
но
ст
і
С
ег
ме
нт
до
би
2025 р. 2035 р. 2045 р.
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
АЕС 10795 10795 10795 10795 12595 12595 12595 12595 10668 10668 10668 10668
ТЕС 5493 6241 6241 6241 6342 6342 6342 6342 7830 7830 7830 7830
ГТУ 0 0 0 0 0 3644 2586 0 0 5484 4179 0
СЕС 0 251 215 0 0 352 301 0 0 358 307 0
ВЕС 1689 1448 1593 1977 3523 3022 3323 4125 5894 5055 5558 6900
ГЕС 100 1508 937 926 100 100 1762 1626 100 100 521 3114
ГАЕС ген 0 0 1112 0 0 0 0 975 0 0 813 0
АБ ген 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
ГАЕС зак –1270 0 0 0 –928 0 0 0 –459 –548 0 0
АБ заряд 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Наван-
таження 16806 20242 20892 19938 21632 26054 26890 25663 24033 28947 29876 28512
Таблиця 5. Баланси покриття навантаження доби весняного паводку
Ти
п
по
-
ту
ж
но
ст
і
С
ег
ме
нт
до
би
2025 р. 2035 р. 2045 р.
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
АЕС 6837 6837 6837 7197 7928 7928 7928 8651 6346 6346 6346 7019
ТЕС 3665 3665 3665 4331 1370 1370 1443 2743 1524 1524 1524 3480
СЕС 47 2695 2971 141 66 3780 4166 197 67 67 4239 201
ВЕС 2176 2232 2440 2244 4541 4658 5091 4681 7596 7596 8517 7831
ГЕС 1329 300 300 300 1329 300 300 300 1329 1329 300 300
ГАЕС ген 0 38 0 1304 0 0 0 1304 0 0 0 1031
АБ ген 0 533 0 640 0 75 0 0 0 0 0 0
ГАЕС зак –44 0 –1449 0 0 –617 –832 0 –27 –27 –821 0
АБ заряд –571 0 –667 0 –81 0 0 0 0 0 0 0
Експорт/
обме-
ження
генерації
ВДЕ
–1667 –2709 –38 –2268 0 0 0 0 0 0 0 0
Наван-
таження 11772 13592 14059 13889 15152 17494 18096 17877 16834 16834 20104 19861
22
Т.П. НЕЧАЄВА
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 3(66)
ВИСНОВКИ
Впровадження значних обсягів вітрових та со-
нячних електростанцій спричиняє певні складно-
щі для балансування енергосистеми, що при недо-
статній гнучкості її традиційних потужностей, на-
явної нерівномірності навантаження обумовлює
примусове обмеження потужностей цих ВДЕ.
Батарейні системи акумулювання електро-
енергії можуть використовуватися для накопи-
чення надлишкових обсягів генерації ВЕС та
СЕС з подальшим перенесенням їх у години пі-
кового навантаження, усуваючи або мінімізуючи
обмеження на потужності цих ВДЕ для забезпе-
чення балансової надійності енергосистеми.
Удосконалення моделі прогнозування дов-
гострокового розвитку структури генеруючих
потужностей електроенергетичної системи про-
ведено з деталізацією добового графіка наванта-
ження як послідовних часових сегментів та з ура-
хуванням в балансах покриття добових графіків
навантаження використання потужностей аку-
муляційних систем накопичення електроенергії
в режимах споживання/відпуску електроенергії.
Умовою відповідного режиму використання по-
тужностей акумуляційних систем є доступна
ємність накопичення. Використання батарейних
акумуляційних систем передбачає перенесення
надлишкової потужності вітрових та сонячних
електростанцій. Це дозволяє визначати необхід-
ні обсяги акумуляції при зростанні частки ВДЕ
в енергосистемах або обмеження/скорочення їх
генерації при недостатньому діапазоні маневре-
ності наявних традиційних потужностей.
1. Planning for the renewable future. Long-term
modelling and tools to expand variable renewable pow-
er in emerging economies. IRENA, 2017. URL: https://
www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publica-
tion/2017/IRENA_Planning_for_the_Renewable_Fu-
ture_2017.pdf (дата звернення: 06.02.2021).
2. До кінця 2020 року виробництво електроенер-
гії з ВДЕ дорівнюватиме 13% генерації АЕС та 24%
ТЕС. НЕК «Укренерго». URL: https://ua.energy/
renewables/do-kintsya-2020-roku-vyrobnytstvo-
elektroenergiyi-z-vde-dorivnyuvatyme-13-generatsiyi-
aes-ta-24-tes/ (дата звернення: 06.02.2021).
3. Electricity Storage Valuation Framework: As-
sessing system value and ensuring project viabil-
ity. IRENA, 2020. URL: https://www.irena.org/-/
media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Mar/
IRENA_storage_valuation_2020.pdf (дата звернення:
06.02.2021).
4. Нечаєва Т.П. Модель та структура довгостро-
кового розвитку генеруючих потужностей електро-
енергетичної системи з урахуванням динаміки вво-
ду-вибуття потужностей та зміни їх техніко-еконо-
мічних показників. Проблеми загальної енергетики.
2018. Вип. 3(54). С. 5—9. https://doi.org/10.15407/
pge2018.03.005
5. Шульженко С.В. Особливості врахування гра-
ничних періодів прогнозування на базі динамічної
моделі математичного програмування розвитку гене-
руючих потужностей атомної енергетики. Проблеми
загальної енергетики. 2015. Вип. 2(41). С. 32—38.
https://doi.org/10.15407/pge2015.02.032
6. Методологія виконання оцінки відповіднос-
ті (достатності) генеруючих потужностей. «НЕК
«Укренерго». 2020. URL: https://ua.energy/wp-
content/uploads/2020/11/Metodologiya-2020-v2.pdf
(дата звернення: 22.02.2021).
7. Погодинний баланс потужності ОЕС України.
Єдиний державний веб-портал відкритих даних,
2021. URL: http://ua.energy/static/2014-2020.xlsx
(дата звернення: 18.03.2021).
Надійшла до редколегії: 30.06.2021
|
| id | systemreorg-article-785 |
| 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/e8/2aa910309d42094aa3bd378240e923e8.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7852026-07-18T12:57:47Z Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting Урахування використання акумуляційних систем у моделі прогнозування довгострокового розвитку електроенергетичної системи Nechaieva T.P. power system, the long-term development forecasting, mathematical model, energy storage system, load curve електроенергетична система, прогнозування розвитку, математична модель, акумуляційна система накопичення енергії, графік навантаження The rapid growth of renewable generation share in the power systems worldwide, that could be explained by the world community desire for sustainable clean energy, combating the global climate change, has led to widespread use of wind and solar power plants as today’s most productive and competitive. With significant volumes of generation of these RES there are difficulties in the power system balancing due to insufficient flexibility of traditional generation, which limits electricity supply from renewables.The electricity storage is seemed to be a key solution to a number of technical and economic problems of the wind and solar power integration into the power system due to its unique ability to store and re-supply electricity to the grid. Electricity storage can be used to store excess volumes of renewable energy generation, which will be used later, minimizing or removing restrictions on supply of that excesses.The article presents approaches to taking into account the use of storage systems of electricity storage in a partial-integer model for forecasting of the power system generating capacity structure development. The use of storage system for the consumption/supply of electricity in the daily electrical load curves of the power system is modeled taking into account the available storage capacity. For hydropower the limitation of the water resource availability is taken into account. Battery energy storages ensure the transfer of excess power from wind and solar plants to the peaking periods of daily load if there is absent the possibility to ramp-down conventional generation during maximum wind and solar electric power production. Стрімке зростання частки відновлюваної генерації в електроенергетичних системах світу, обумовлене прагненням світової спільноти до стійкої екологічно чистої енергетики, стримання глобальних змін клімату, привело до широкого використання потужностей вітрових та сонячних електростанцій внаслідок значного підвищення їх продуктивності та конкурентоспроможності. При значних обсягах генерації цих ВДЕ виникають складнощі у балансуванні енергосистеми, обумовлені недостатньою гнучкістю традиційних потужностей, що приводить до необхідністю обмеження їх відпуску.Завдяки унікальним можливостям накопичення, зберігання та повторного відпуску електроенергії, акумуляційні системи розглядаються як ключове рішення для розв’язку ряду технічних та економічних проблем інтеграції у електроенергетичну систему вітрової та сонячної генерації. Накопичувачі електроенергії можуть використовуватися для зберігання надлишкових обсягів генерації вітрових та сонячних, яка буде використана пізніше, мінімізуючи або усуваючи обмеження їх відпуску.В статті представлено підходи до врахування використання акумуляційних систем накопичення електроенергії у частково-цілочисельній моделі прогнозування розвитку структури генеруючих потужностей електроенергетичної системи. Використання потужностей акумуляційних систем у балансах покриття добових графіків електричного навантаження енергосистеми в режимах споживання/відпуску електроенергії промодельовано з урахуванням доступної ємності накопичення. Для гідроенергетичних потужностей враховано обмеження на водність ресурсу. Батарейні акумуляційні системи забезпечують перенесення у балансах покриття навантаження надлишкової потужності вітрових та сонячних електростанцій при вичерпанні можливості подальшого розвантаження інших генеруючих джерел до пікових годин споживання. 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/785 10.15407/pge2021.03.014 System Research in Energy; No. 3 (66) (2021): The Problems of General Energy; 14-22 Системні дослідження в енергетиці; № 3 (66) (2021): Проблеми загальної енергетики; 14-22 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/785/679 Copyright (c) 2021 Nechaieva T.P. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | power system the long-term development forecasting mathematical model energy storage system load curve Nechaieva T.P. Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| title | Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| title_alt | Урахування використання акумуляційних систем у моделі прогнозування довгострокового розвитку електроенергетичної системи |
| title_full | Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| title_fullStr | Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| title_full_unstemmed | Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| title_short | Accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| title_sort | accounting for use of energy storage systems in the model of the long-term power system development forecasting |
| topic | power system the long-term development forecasting mathematical model energy storage system load curve |
| topic_facet | power system the long-term development forecasting mathematical model energy storage system load curve електроенергетична система прогнозування розвитку математична модель акумуляційна система накопичення енергії графік навантаження |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/785 |
| work_keys_str_mv | AT nechaievatp accountingforuseofenergystoragesystemsinthemodelofthelongtermpowersystemdevelopmentforecasting AT nechaievatp urahuvannâvikoristannâakumulâcíjnihsistemumodelíprognozuvannâdovgostrokovogorozvitkuelektroenergetičnoísistemi |