Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems
Due to the increase in the share of electricity production at solar photovoltaic power plants (PV-plants), with a decrease in consumption and low flexibility of the power system, forced dispatch restrictions of generating capacities are already occurring. The problem of the emergence of a power surp...
Збережено в:
| Дата: | 2021 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| 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/791 |
| 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_ | 1871104305201676288 |
|---|---|
| author | Shulzhenko S.V. Nechaieva T.P. Buratynskyi I.M. |
| author_facet | Shulzhenko S.V. Nechaieva T.P. Buratynskyi I.M. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Shulzhenko S.V.",
"institution": null
},
{
"author": "Nechaieva T.P.",
"institution": null
},
{
"author": "Buratynskyi I.M.",
"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 | Due to the increase in the share of electricity production at solar photovoltaic power plants (PV-plants), with a decrease in consumption and low flexibility of the power system, forced dispatch restrictions of generating capacities are already occurring. The problem of the emergence of a power surplus with an increase in the capacity of PV-plant can be solved by introducing a battery energy storage system (BESS) into its structure. The purpose of this study is to develop a mathematical model for the joint operation of a PV-plant and BESS for the formation of characteristic hourly daily power profiles for the supply of electrical energy to the power system. With the subsequent assessment of the impact of such hybrid PV-plants on changing the loading modes of traditional generating capacities in the Integrated power system of Ukraine.The proposed mathematical model for the joint operation of a PV-plant and BESS is, in fact, an algorithm for controlling such a hybrid PV-plant. The main principle of which is that during the period of maximum solar irradiation, the batteries are charged to the maximum possible level, which corresponds to the available capacity, and if the volume of BESS produced at the PV-plant is less than the available capacity, then all the generated electrical energy is accumulated for further discharge. Thus, the main modes of joint operation of a PV-plant and BESS are distinguished: mode No. 1 – when all PV generated electrical energy is charged with subsequent discharge; mode No. 2 – only a part of PV generated electrical energy is transferred in time, and the other part is supplied to the power system directly.Based on the developed mathematical model, daily profiles were formed for the joint operation of a PV-plant and BESS for a whole year. The analysis of the obtained daily profiles for the whole year showed, that for a day with maximum solar irradiation, in order to transfer 20% of PV-plants generated electrical energy, the discharge power of the BESS should be about 37% of the installed capacity of the inverters of the PV-plants. Thus, for 2040, with the installed capacity of PV-plants at the level of 11 GW, the total capacity of BESS should be 4 GW, and their charging capacity – 16 GWh.Using a mathematical programming model, determining the optimal structure and loading of power units of the power system when covering the daily schedule of electrical loads for each day of the year, it was determined that the introduction of BESS in PV-plants affects the performance of the power system as a whole. The transfer of 20% of the peak generation capacity of PV-plants with an installed capacity of 11 GW at the level of 2040 leads to: an increase in the production of electricity from nuclear power plants by 8% with an increase in the number of power units with an installed capacity of 1000 MW; the volume of electricity production at coal-fired thermal power plants is reduced by 20%; the generation volumes of pumped storage power plants are reduced by 4.5% and the discharge volumes of the system-scale storage systems are reduced by 57%. Reducing coal consumption by 19% leads to a 15‒19% reduction in emissions of carbon dioxide, sulfur oxides, nitrogen oxides and dust, which are important results for achieving environmental goals of Ukraine. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.04.004 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:06Z |
| format | Article |
| fulltext |
4
С.В. ШУЛЬЖЕНКО, Т.П. НЕЧАЄВА, І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
Вступ та постановка проблеми. Станом
на серпень 2021 р. встановлена потужність ві-
трових електростанцій (ВЕС) досягла 1,4 ГВт
та сонячних фотоелектричних електростанцій
(СЕС) – 5,9 ГВт, що становить 2,6% та 10,6% у
структурі генеруючих потужностей Об’єднаної
енергосистеми (ОЕС) України [1]. Для порівнян-
ня, у аналогічний період 2018 р. частка ВЕС та
СЕС у загальній структурі генеруючих потужнос-
тей ОЕС становила лише 0,7 та 1,9% відповідно.
Таке стрімке збільшення встановленої потужнос-
ті ВЕС та СЕС наряду з низькою гнучкістю ОЕС
України, зі зниженням рівня споживання елек-
тричної енергії (е/е), вже створює проблеми із ба-
лансування енергосистеми при виникненні про-
фіциту потужності в енергосистемі. Відбуваються
вимушені диспетчерські обмеження генеруючих
потужностей, причому такі обмеження застосо-
МАТЕМАТИЧНЕ МОДЕЛЮВАННЯ
ЕНЕРГЕТИЧНИХ ОБ’ЄКТІВ І СИСТЕМ
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 4(67): 4–12
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.04.004
УДК 621.311.25:621.311.001.57 С.В. ШУЛЬЖЕНКО, канд. техн. наук, ст. наук. співр, ORCID: 0000-0002-7720-0110
Т.П. НЕЧАЄВА, канд. техн. наук, ORCID: 0000-0001-9154-4545
І.М. БУРАТИНСЬКИЙ, ORCID: 0000-0003-2928-9621
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
ОПТИМАЛЬНЕ ЗАВАНТАЖЕННЯ ГЕНЕРУЮЧИХ ПОТУЖНОСТЕЙ ЕНЕРГОСИСТЕМИ
ЗА УМОВИ ЕКСПЛУАТАЦІЇ СОНЯЧНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ ІЗ СИСТЕМАМИ АКУМУЛЮВАННЯ
У статті описано математичну модель спільної роботи сонячної електростанції
та системи акумулювання електроенергії, на основі якої сформовано погодинні
профілі добового графіка відпуску електричної енергії в енергосистему СЕС із
системою акумулювання. Математична модель за своєю суттю є алгоритмом ке-
рування СЕС із системою акумулювання та реалізує наступні основні принципи:
заряджання акумуляторних батарей протягом періоду максимального сонячного
опромінювання здійснюється до максимально можливого рівня, що відповідає
наявній ємності системи акумулювання, а якщо обсяг генерації електроенер-
гії сонячною електростанцією є меншим за доступну ємність, то вся виробле-
на електрична енергія накопичується для подальшого розряджання; потужність
розряджання акумуляторних батарей задається екзогенними коефіцієнтами для
годин, які не співпадають із періодом максимального сонячного опромінювання
фотоелектричних модулів, тобто здійснюється перенесення «надлишкової» по-
тужності в інші зони добового графіка електричних навантажень. На основі сфор-
мованих добових профілів із використанням запропонованої моделі здійснені
розрахунки оптимізації режимів завантаження електростанцій в енергосистемі
для характерної доби із максимальними обсягами споживання електроенергії та
для доби найбільшого сонячного опромінювання фотоелектричних модулів. Ре-
зультати розрахунків, проведених для календарного року, показують, що впрова-
дження до складу сонячної електростанції системи акумулювання електроенер-
гії потужністю 37% від встановленої потужності інверторів дозволяє збільшити
завантаження атомних енергоблоків на 8% та зменшити завантаження вугільних
енергоблоків теплових електростанцій на 20%. При дотриманні збалансованості
генерації-споживання електроенергії в енергосистемі зміна режимів заванта-
ження генеруючих потужностей дозволяє зменшити обсяги споживання вугілля
на 19% і, як наслідок, зменшити викиди забруднюючих речовин та парникових
газів у повітря на 15–19%, що є однією із важливих стратегічних екологічних цілей
для України.
К л ю ч о в і с л о в а: структура генеруючих потужностей, енергосистема, со-
нячна фотоелектрична електростанція, система акумулювання електроенергії,
математична модель.
© С.В. ШУЛЬЖЕНКО, Т.П. НЕЧАЄВА, І.М. БУРАТИНСЬКИЙ, 2021
5
Оптимальне завантаження генеруючих потужностей енергосистеми
за умови експлуатації сонячних електростанцій із системами акумулювання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
вуються у полуденні години доби [2], тобто в час
найбільшого сонячного опромінення, а це свідчить
про те, що основною причиною виникнення профі-
циту потужності в енергосистемі є генерація СЕС.
Особливістю роботи СЕС є те, що її потужність
залежить від погодних факторів (рівня сонячно-
го опромінення, температури повітря, хмарності
тощо). Подальше впровадження СЕС, із характер-
ним максимумом потужності у полуденні години
доби без застосування відповідних заходів з підви-
щення гнучкості енергосистеми створить загрозу
подальшого її нормального функціонування [2].
Важливо також зазначити те, що електростан-
ції, які працюють за «зеленим» тарифом, є пріо-
ритетними при диспетчерському балансуванні
енергосистеми, тому при виникненні профіциту
потужності спочатку всі інші електростанції по-
винні знизити свою потужність, у межах допус-
тимого рівня розвантаження. Загалом диспетчер-
ські обмеження на ВЕС та СЕС є нераціональним
способом утримання балансу в енергосистемі,
оскільки відбуваються безповоротні втрати е/е.
Причому, відповідно до чинних Правил ринку [3],
Оператор системи передачі (ОСП) повинен ком-
пенсувати кошти такому виробнику за обсяги не-
відпущеної через вимушене диспетчерське обме-
ження е/е.
Альтернативним способом, який вже успішно
використовується у світі для підвищення гнучкості
роботи енергосистеми та можливості збільшення
частки СЕС, ВЕС у загальній структурі генеруючих
потужностей, є впровадження систем акумулювання
електроенергії (САЕ). Досить широкого розповсю-
дження для перенесення виробленої електроенергії,
виробленої у часі, з метою вирівнювання графіка
електричного навантаження (ГЕН) в енергосисте-
мах набуло використання електрохімічних САЕ на
основі літій-іонних акумуляторних батарей (АБ) [4].
Сучасні системи накопичення є універсальни-
ми технологіями, оскільки вони дозволяють одно-
часне їх застосування для енергетичного арбітра-
жу, при якому здійснюється закупівля е/е на ринку
по низькій вартості та продаж її по високій; забез-
печення достатності – перенесення виробленої е/е
з часу піку сонячного випромінювання у час най-
більших потреб ГЕН, для зниження навантаження
на маневрені потужності в енергосистемі; регулю-
вання частоти та активної потужності чи надання
інших допоміжних послуг на ринку електроенер-
гії. Прикладами універсального використання
4-х годинних накопичувачів потужністю 50 МВт
та ємністю 200 МВт·год, які працюють спільно з
СЕС встановленою потужністю 100 МВт, є реалі-
зовані проєкти у Австралії та США [5].
Результати дослідження, проведеного для енер-
госистеми Каліфорнії (США) [6], засвідчили, що
необхідність використання пікових електростанцій
в час найбільшої потужності ГЕН знижується орі-
єнтовно на 42% при впровадженні 4-х годинного
накопичувача в обсягах 5,4% від максимального
навантаження енергосистеми. Так, при піку ГЕН
на рівні 54 ГВт визначена необхідна потужність
накопичувача становить близько 3 ГВт. При збіль-
шенні частки виробництва е/е на СЕС до 15% у
загальній структурі виробництва е/е необхідність
впровадження САЕ зростає до 8,4% від піку ГЕН
і становить 4,5 ГВт, а при частці СЕС до 30% −
12,4% (6,7 ГВт).
Моделювання спільної роботи СЕС та САЕ [7]
показало, що оптимальний час початку чи за-
вершення заряджання/розряджання АБ залежить
від потреб ГЕН. Для перенесення надлишкової
е/е на СЕС зі встановленою потужністю фото-
електричних модулів 10 МВт було передбаче-
но впровадження САЕ з номінальною ємністю
2,75 МВт·год. Проведене моделювання спільної
роботи СЕС та САЕ для декількох діб не дозволяє
дати точну оцінку впливу їх експлуатації на режи-
ми завантаження традиційних генеруючих потуж-
ностей в межах всієї енергосистеми.
Метою даного дослідження є розроблення ма-
тематичної моделі спільної роботи СЕС та САЕ
для формування характерних погодинних добо-
вих профілів потужності відпуску е/е в енергосис-
тему з подальшою оцінкою впливу роботи таких
гібридних електростанції на зміну режимів заван-
таження генеруючих потужностей в ОЕС України.
Математична модель спільної роботи СЕС
та САЕ. Обсяги виробництва е/е на СЕС для одні-
єї доби визначаються сумою потужності відпуску
е/е в енергосистему для кожного часового інтер-
валу в межах цієї доби:
1
T
PV PV
n nt
t
E P t ,
(1)
де PV
nE – обсяги виробництва е/е на СЕС для n
доби року, МВт·год; T – кількість відрізків вимі-
рювань протягом доби; PV
ntP – потужність відпуску
е/е на СЕС для відрізка вимірювань t доби n, МВт;
Δt – тривалість кожного відрізка вимірювань.
Ємність заряджання САЕ (англ. BESS, Battery
Energy Storage System) визначається для доби із
максимальними обсягами виробництва е/е протя-
гом року, виходячи із заданої частки обсягів е/е,
які переносяться у часі:
1
maxBESSchrg PV
nn N
C E w , (2)
де BESSchrgC – ємність заряджання САЕ, МВт·год;
N – кількість днів року; w – задана частка обсягів
е/е, які переносяться у часі, в.о.
Ємність розряджання САЕ залежить від добо-
вих обсягів виробництва е/е на СЕС та визначеної
6
С.В. ШУЛЬЖЕНКО, Т.П. НЕЧАЄВА, І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
ємності її заряджання із урахуванням ефективнос-
ті перетворення:
:
:
PV PV BESSchrg
BESSdisch n n
n BESSchrg RTE PV BESSchrg
n
E E C
C
C E C
, (3)
де BESSdisch
nC – ємність розряджання САЕ для доби
n, МВт·год; RTE – ефективність перетворення
САЕ (англ. RTE, Round Trip Effi ciency), в.о.
Алгоритм керування гібридною електростан-
цією передбачає те, що коли обсяги виробленої
е/е на СЕС будуть більшими за доступну ємність
заряджання, то частина виробленої е/е відпуска-
ється в енергосистему напряму, а інша частина
переноситься у часі за допомогою заряджання та
розряджання АБ. Для визначення найбільш при-
датного часу до розряджання накопиченої е/е було
проаналізовано фактичні погодинні дані потуж-
ності ГЕН в ОЕС України за 2019 р. [8], з яких
визначено, що максимальна (пікова) потужність
ГЕН впродовж року змінюється в межах періоду
16–24 год. Тому година пікової потужності ГЕН
для кожної доби року визначається індивідуально:
16 24
max DEM
n ntt
P ,
(4)
де n – година пікової потужності ГЕН для доби n,
год; 16 24t – діапазон годин пікової потужнос-
ті ГЕН; DEM
ntP – потужність ГЕН для години t доби
n, МВт.
Розряджання САЕ в межах однієї доби від-
бувається протягом 5 год (початок розряджання
за 2 год та завершення розряджання через 2 год
після піку ГЕН). Тому із урахуванням цього часу,
потужність розряджання САЕ для кожної години
доби визначається:
, 2 2BESS BESSdisch
n n n nP t C k , (5)
де BESS
nP – потужність розряджання САЕ у годину
τ із визначених годин пікової потужності ГЕН для
доби n, МВт; k – екзогенно заданий коефіцієнт
розряджання САЕ для кожної години τ.
Заданою умовою спільної роботи СЕС та САЕ є
те, що в межах однієї доби здійснюється один по-
вний цикл заряджання/розряджання АБ, тому сума
коефіцієнтів розряджання має дорівнювати «1»:
2
2
1
n
n
k . (6)
При спільній роботі СЕС та САЕ для кожної
доби в залежності від обсягів виробництва е/е
формуються такі основі режими роботи: режим
№1 – коли вся вироблена е/е на СЕС заряджаєть-
ся у АБ з подальшим розряджанням; режим №2 –
лише частина виробленої е/е на СЕС переносить-
ся у часі за допомогою заряджання/розряджання
АБ, а інша частина відпускається в енергосисте-
му напряму.
Для режиму №2 потужність відпуску е/е з СЕС
при спільній роботі з САЕ визначається з умови:
0 :
:
PV CL
PVout nt n
nt PV CL PV CL
nt n nt n
P P
P
P P P P
, (7)
де PVout
ntP − потужність відпуску е/е з СЕС при
спільній роботі з САЕ у годину t доби n, МВт;
CL
nP – потужність обмеження відпуску е/е з СЕС
напряму в енергосистему для доби n, МВт.
Потужність обмеження відпуску е/е з СЕС в
енергосистему режиму №2 є постійною величи-
ною в межах однієї доби, а для режиму роботи
№1 вона дорівнює нулю. Умовою визначення по-
тужності обмеження відпуску е/е в енергосисте-
му, для кожної доби, є досягнення балансу між
різницею обсягів виробленої/відпущеної е/е та
ємністю заряджання САЕ із урахуванням ефек-
тивності перетворення:
1 1
T T
PV PVout BESSchrg RTE
nt nt
t t
P t P t C . (8)
Сумарна потужність відпуску е/е в енергосисте-
му при спільній роботі СЕС та САЕ SYSout
ntP для кож-
ної години доби визначається як сума потужності
відпуску е/е в енергосистему із СЕС, враховуючи
заряджання АБ, та потужність розряджанні САЕ:
SYSout PVout BESS
nt nt ntP P P . (9)
Формування добових профілів потужності
СЕС при спільній роботі з САЕ. Для побудови
добових профілів на основі математичної моделі
(1)–(9) було використано фактичні дані погодин-
ної потужності виробництва е/е на СЕС в ОЕС
України за 2019 р. [8]. На основі цих даних та по-
місячної встановленої потужності СЕС [1] було
сформовано нормовані профілі потужності СЕС.
Із урахуванням прийнятої встановленої потуж-
ності СЕС на рівні 11 ГВт для 2040 р. було сфор-
мовано прогнозні профілі потужності СЕС.
При моделюванні враховувалась ефектив-
ність перетворення САЕ – 95% та екзогенно за-
дані коефіцієнти розряджання АБ: 2 2n n
k k
0,15; 1 1n n
k k 0,22;
n
k 0,26. Отримані добові
профілі режиму № 1 спільної роботи СЕС та АБ
для доби з мінімальними обсягами виробництва е/е
протягом року (за даними для 16 лютого) та режиму
№2 для доби з максимальними обсягами виробни-
цтва е/е протягом року (17 жовтня) показано на рис. 1.
У режимі №1 вся вироблена е/е на СЕС у
межах однієї доби переміщується у часі за допо-
могою заряджання та розряджання АБ. У цьому
режимі без застосування АБ (крива «СЕС») від-
пуск е/е в енергосистему відбувається з 8:00 год
по 18:00 год (протягом 10 год), з максимумом о
13:00 год. Впровадження АБ у структуру СЕС
(крива «СЕС+АБ») забезпечує перенесення всієї
7
Оптимальне завантаження генеруючих потужностей енергосистеми
за умови експлуатації сонячних електростанцій із системами акумулювання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
виробленої е/е СЕС у часі. У такому випадку від-
пуск виробленої е/е в енергосистему відбувається
з 15:00 год по 21:00 год, з максимумом о 18:00 год.
У режимі №2 лише частина (20%) виробленої
е/е на СЕС переміщується у часі за допомогою
заряджання та розряджання АБ. При індивіду-
альній роботі СЕС відпуск виробленої е/е в енер-
госистему відбувається з 7:00 по 18:00 год, а при
спільній роботі СЕС та АБ – з 7:00 до 23:00 год,
тобто зростає на 5 год. Таким чином, при загаль-
ній встановленій потужності СЕС на рівні 11 ГВт
максимальна потужність відпуску е/е з СЕС для
даної доби становить 6,4 ГВт. Впровадження АБ
та перенесення обсягів виробництва е/е у часі
призводить до зниження потужності відпуску е/е
СЕС в енергосистему до рівня 4,8 ГВт. Тобто, при
однакових обсягах виробництва е/е, впроваджен-
ня АБ до СЕС забезпечує зниження сумарної по-
тужності відпуску е/е в енергосистему на 25%.
На основі математичної моделі (1)–(9), при умові
здійснення одного повного циклу заряджання/роз-
ряджання АБ протягом кожної доби року, було сфор-
мовано добові профілі спільної роботи СЕС та САЕ.
Проведений аналіз отриманих добових профілів по-
казав, що для перенесення у часі 20% від усіх об-
сягів виробленої е/е на СЕС для доби з найбільшим
рівнем сонячного опромінення, потужність розря-
джання АБ повинна становити 37% від встановле-
ної потужності інверторів, або 26% від встановленої
потужності фотоелектричних модулів (при співвід-
ношенні DC/AC ratio на рівні 1.43). Таким чином,
для 2040 р. при прийнятій встановленій потужності
СЕС на рівні 11 ГВт для перенесення 20% від усіх
обсягів виробленої е/е сумарна потужність САЕ по-
винна бути біля 4 ГВт, а ємність заряджання (для 4-х
годинного накопичувача) – 16 ГВт·год.
Формування вхідних параметрів для моде-
лювання завантаження генеруючих потужнос-
тей енергосистеми. Для оцінки впливу дослі-
джуваних гібридних електростанцій на режими
завантаження генеруючих потужностей в межах
усієї енергосистеми використовувалась розробле-
на в Інституті загальної енергетики НАН України
модель математичного програмування визначення
оптимального складу та завантаження енергобло-
ків ТЕС та ГАЕС при покритті добового ГЕН ОЕС
України [9, 10].
При проведенні дослідження було враховано
специфіку роботи гідроагрегатів ГАЕС − доступ-
ність обсягів накопиченої води в резервуарах та
особливості їх роботи в генераторному та насосно-
му режимах [9]. Також було враховано необхідність
підтримувати резерви потужності ТЕС та ГАЕС
для вторинного регулювання частоти відповідно
до вимог Кодексу системи передачі (КСП) [10].
Основні параметри для моделювання роботи енер-
гоблоків АЕС, вугільних енергоблоків ТЕС, ТЕЦ,
блок-станцій підприємств (Бл.-Ст.), гідроагрега-
тів ГЕС та ГАЕС, електроустановок ВЕС, СЕС та
загальносистемних САЕ (в режимі заряджання та
розряджання) приймались відповідно до раніше
розглянутих умов дослідження [10].
Споживання е/е в енергосистемі станом на
2040 р. приймалось на рівні 190 млрд кВт·год
(брутто), при абсолютному максимумі наванта-
ження на рівні 30,6 ГВт та абсолютному мініму-
мі – 15,2 ГВт. ОЕС України розглядалась як ізо-
льована, в якій баланс потужності забезпечується
перенесенням е/е протягом доби за допомогою
ГАЕС та загальносистемних САЕ. Максимальна
потужність загальносистемних САЕ приймалась
на рівні 2,5 ГВт.
Встановлена потужність електроустановок
ВЕС приймалась на рівні 7 ГВт, СЕС – 11 ГВт. При
моделюванні було прийнято, що на всіх існуючих
та нових СЕС, які працюють в енергосистемі, у
2040 р. встановлено АБ із параметрами, визначе-
ними для доби із максимальним сонячним опро-
,
,
,
Рис. 1. Добові профілі «СЕС» та «СЕС+АБ»
8
С.В. ШУЛЬЖЕНКО, Т.П. НЕЧАЄВА, І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
міненням, які забезпечують перенесення 20% від
обсягів усієї виробленої е/е. При недотриманні ба-
лансу виробництва-споживання енергосистеми у
моделі враховувалась можливість обмеження по-
тужностей ВЕС, СЕС за допомогою використан-
ня заданого обмежуючого коефіцієнту для кожної
години протягом доби [11]. При дослідженні було
прийнято максимально можливе обмеження по-
тужності ВЕС на рівні 20% та СЕС – 25%.
Формування параметрів для моделювання та
виведення результатів оптимізаційних розрахун-
ків виконувалось за допомогою створених ма-
кросів (на мові VBA) табличного процесора MS
Excel. Модель математичного програмування ви-
значення оптимального складу та завантаження
енергоблоків енергосистеми [9–11] описана на
мові алгебраїчного моделювання MathProg, опти-
мізаційні розрахунки проводились за допомогою
пакету лінійного програмування GLPK [12].
Результати моделювання завантаження ге-
неруючих потужностей енергосистеми. Резуль-
тати оптимізації структури генеруючих потуж-
ностей ОЕС України при покритті ГЕН за даними
для доби з низьким рівнем обсягів виробництва
е/е на ВЕС та СЕС – 3 січня 2040 р. сценарію до-
слідження «СЕС» показано на рис. 2 та сценарію
«СЕС+АБ» – на рис. 3.
При індивідуальній роботі СЕС без впроваджен-
ня АБ (рис. 2) початок відпуску е/е в енергосистему
відбувається о 8:00 год та закінчується о 16:00 год,
тобто генерація СЕС для даної доби відбувається
протягом 8 год з максимумом в полуденний час о
12:00 год. При спільній роботі СЕС та АБ (рис. 3)
сумарний відпуск е/е зміщується у часі з початком
відпуску в енергосистему о 14:00 год та закінченням
о 19:00 год, тобто генерація СЕС для даної доби від-
бувається протягом 5 год з максимумом у час піко-
вого навантаження ГЕН о 17:00 год. Таким чином,
у відповідності до розробленої математичної моделі
спільної роботи СЕС та АБ, сумарний відпуск е/е
в енергосистему переноситься з часу найбільшого
рівня сонячного випромінювання у час піку ГЕН.
Результати оптимізації структури генеруючих
потужностей ОЕС України при покритті ГЕН за
даними для доби з високим рівнем обсягів вироб-
ництва е/е на ВЕС та СЕС – 19 травня 2040 р. сце-
нарію дослідження «СЕС» показано на рис. 4 та
сценарію «СЕС+АБ» – на рис. 5.
Рис. 2. Структура покриття ГЕН для сценарію «СЕС» для доби 3 січня 2040 р.
9
Оптимальне завантаження генеруючих потужностей енергосистеми
за умови експлуатації сонячних електростанцій із системами акумулювання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
Рис. 3. Структура покриття ГЕН для сценарію «СЕС+АБ» для доби 3 січня 2040 р.
Рис. 4. Структура покриття ГЕН для сценарію «СЕС» для доби 19 травня 2040 р.
10
С.В. ШУЛЬЖЕНКО, Т.П. НЕЧАЄВА, І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
Рис. 5. Структура покриття ГЕН для сценарію «СЕС+АБ» для доби 19 травня 2040 р.
При індивідуальній роботі СЕС (рис. 4) поча-
ток відпуску е/е в енергосистему починається о
6:00 год та закінчується о 20:00 год, тобто генера-
ція СЕС для даної доби відбувається 14 год з мак-
симумом о 13:00 год. При спільній роботі СЕС та
АБ (рис. 5) відпуск е/е в енергосистему почина-
ється о 6:00 год та закінчується о 24:00 год, тобто
генерація для даної доби відбувається 18 год зі
зниженням максимальної потужності на 2,1 ГВт
о 13:00 год, на 1,5 ГВт о 15:00 год та нехарактер-
ною, порівняно із індивідуальною роботою СЕС,
потужністю на рівні 2,7 ГВт о 22:00 год (у час
піку ГЕН). Загалом, при покритті добового ГЕН
для досліджуваної доби сценарію «СЕС» при-
ймають участь 8 енергоблоків АЕС, а для сце-
нарію «СЕС+АБ» – 10 енергоблоків одиничною
потужністю 1000 МВт.
Із отриманих у результаті сценарного моде-
лювання показників функціонування структури
генеруючих потужностей ОЕС України у 2040 р.
(наведених у таблиці нижче) видно, що сцена-
рії «СЕС» та «СЕС+АБ» відрізняються за річ-
ними обсягами виробництва е/е, а саме: обсяги
виробництва е/е АЕС зростають на 8%; обсяги
виробництва е/е на вугільних ТЕС зменшуються
на 20%; обсяги генерації ГАЕС зменшуються на
4,5% та обсяги розряджання загальносистемних
САЕ знижуються на 57%. Обсяги е/е, яка втрача-
лась при диспетчерському обмеженні протягом
року, для ВЕС знижуються на 27% та СЕС майже
на 70%. Впровадження АБ до СЕС призводить до
зниження споживання вугілля в енергосистемі на
19%; викиди двоокису вуглецю, оксидів сірки,
оксидів азоту та пилу зменшуються на 15–19%.
При цьому, відбувається зменшення загально-
системної собівартості виробництва е/е на 2% та
збільшення сумарних капіталовкладень на 7%.
ВИСНОВКИ
Значні обсяги виробництва е/е на СЕС при
низькій гнучкості енергосистеми призводять до
проблем із її балансуванням та вимушених дис-
петчерських обмежень потужності ВДЕ. Обме-
ження балансуванням потужностей на СЕС та
ВЕС є нераціональними, оскільки, у відповід-
ності до чинного законодавства, ОСП повинен
компенсувати виробнику за «зеленим» тарифом
кошти за обсяги невідпущеної в мережу е/е. Пе-
ренести обсяги е/е, виробленої на СЕС, із часу її
профіциту в енергосистемі можна за допомогою
впровадження у склад електростанції системи
акумулювання електроенергії на основі АБ.
11
Оптимальне завантаження генеруючих потужностей енергосистеми
за умови експлуатації сонячних електростанцій із системами акумулювання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
На основі розробленої математичної моделі
спільної роботи СЕС та САЕ за умови одного
повного циклу заряджання/розряджання АБ
протягом кожної доби року було визначено, що
для перенесення 20% від обсягів виробленої
е/е на СЕС у день із максимальним рівнем со-
нячного опромінення потужність АБ повинна
становити 37% від встановленої потужності ін-
верторів СЕС. Таким чином було визначено, що
при прогнозній сумарній встановленій потуж-
ності СЕС на рівні 11 ГВт номінальна потуж-
ність АБ, встановлених на даних електростан-
ціях, повинна бути 4 ГВт, а ємність заряджан-
ня – 16 ГВт·год.
Із використанням моделі математичного про-
грамування визначення оптимального складу та
завантаження енергоблоків енергосистеми при
покритті добового ГЕН для кожної доби року
було визначено, що впровадження АБ до СЕС
впливає на показники роботи енергосистеми в
цілому. Перенесення 20% пікової потужності
генерації СЕС, при її встановленій потужності
11 ГВт на рівні 2040 р., призводить до: зростан-
ня виробництва е/е АЕС на 8% зі збільшенням
кількості енергоблоків встановленою потужніс-
тю 1000 МВт; обсяги виробництва е/е на вугіль-
них ТЕС зменшуються на 20%; обсяги генерації
ГАЕС зменшуються на 4,5% та обсяги розря-
джання загальносистемних САЕ знижуються на
57%. Зменшення споживання вугілля на 19% за-
безпечує скорочення на 15–19% викидів двооки-
су вуглецю, оксидів сірки, оксидів азоту та пилу,
що є важливими результатами для досягнення
екологічних цілей України.
Роботу виконано за напрямом «Підтримка
пріоритетних для держави наукових досліджень
і науково-технічних (експериментальних) розро-
бок» бюджетної програми КПКВ 6541230.
1. Встановлена потужність енергосистеми Укра-
їни на 08/2021. НЕК «Укренерго». URL: https://
ua.energy/vstanovlena-potuzhnist-energosystemy-
ukrayiny/#08-2021 (дата звернення: 08.09.2021).
2. Звіт з оцінки відповідності (достатності) гене-
руючих потужностей. НЕК «Укренерго». URL: https://
ua.energy/wp-content/uploads/2020/03/Zvit-z-otsinky-
dostatnosti-generuyuchyh-potuzhnostej-2019.pdf (дата
звернення: 04.06.2021).
3. Про затвердження Правил ринку: Постанова
Національної комісії, що здійснює державне регу-
лювання у сферах енергетики та комунальних по-
слуг від 14.03.2018 № 307. URL: https://zakon.rada.
gov.ua/laws/show/v0307874-18#Text (дата звернення:
04.06.2021).
4. Uddin M., Romlie M.F., Abdullah M.F., Halim
S.A., A.H.A. Bakar, Kwang T.C. A review on peak load
shaving strategies. Renewable and Sustainable Energy
Reviews. 2018. No. 82. P. 3323—3332. https://doi.
org/10.1016/j.rser.2017.10.056
Таблиця. Показники функціонування структури генеруючих потужностей ОЕС України у 2040 р.
Найменування Одиниця
виміру
Сценарій Порівняння
сценарію №2
відносно №1, %№ №1 –
«СЕС»
№2 –
«СЕС+АБ»
1 Загальні річні обсяги виробництва е/е, в т. ч. на: млрд кВт·год 193,8 192,72 –0,56
2 АЕС млрд кВт·год 104,48 113,04 8,19
3 ТЕС млрд кВт·год 44,73 35,67 –20,25
4 ТЕЦ та блок-станціях млрд кВт·год 10,3 10,28 –0,19
5 ГЕС млрд кВт·год 6,13 6,09 –0,65
6 ГАЕС у режимі генерації млрд кВт·год 1,78 1,7 –4,49
7 ВЕС млрд кВт·год 15,22 15,19 –0,2
8 СЕС млрд кВт·год 10,74 10,57 –1,58
9 загальносистемних САЕ в режимі розряджання млрд кВт·год 0,42 0,18 –57,14
10 Обсяги обмеження е/е на ВЕС млрд кВт·год 0,30 0,21 –27,56
11 Обсяги обмеження е/е на СЕС млрд кВт·год 0,23 0,07 –69,44
12 Споживання вугілля млн т 23,15 18,57 –19,78
13 Викиди двоокису вуглецю (СО2) млн т 55,1 45,53 –17,37
14 Викиди оксидів сірки (SO2) тис т 48,2 39,58 –17,88
15 Викиди оксидів азоту (NOX) тис т 34,2 28,83 –15,7
16 Викиди пилу тис т 6,06 4,86 –19,8
17 Загальносистемна собівартість виробництва е/е $/МВт·год 59,9 58,55 –2,25
18 Сумарні капіталовкладення млрд $ 61,86 66,36 7,27
12
С.В. ШУЛЬЖЕНКО, Т.П. НЕЧАЄВА, І.М. БУРАТИНСЬКИЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 4(67)
5. Lazard (2021). Lazard’s levelized cost of storage
analysis ‒ Version 7.0. URL: https://www.lazard.com/
media/451882/lazards-levelized-cost-of-storage-version-
70-vf.pdf (дата звернення: 01.09.2021).
6. Denholm P., Margolis R. The Potential for Energy
Storage to Provide Peaking Capacity in California under
Increased Penetration of Solar Photovoltaics. National
Renewable Energy Laboratory. Technical Report NREL/
TP-6A20-70905. 2018. URL: https://www.nrel.gov/docs/
fy18osti/70905.pdf (дата звернення: 07.06.2021).
7. Буратинський І.М. Моделювання використання
системи акумулювання для перенесення надлишкової
електричної енергії сонячної електростанції. Пробле-
ми загальної енергетики. 2021. Вип. 1(64). С. 38—44.
https://doi.org/10.15407/pge2021.01.038
8. Погодинний баланс потужності ОЕС України
за 2019 рік. Єдиний державний вебпортал відкритих
даних. URL: https://data.gov.ua/dataset/31199018-e15e-
4e87-bf5e-2a4293151f5c (дата звернення: 07.09.2021).
9. Шульженко С.В., Тюрютіков О.І., Тарасенко П.В.
Модель математичного програмування з цілочисель-
ними змінними визначення оптимального режиму
завантаження гідроагрегатів гідроакумулюючих елек-
тростанцій при покритті добового графіку електрич-
них навантажень енергосистеми України. Проблеми
загальної енергетики. 2019. Вип. 4(59). С. 13—23.
https://doi.org/10.15407/pge2019.04.013
10. Шульженко С.В., Тюрютіков О.І., Іваненко Н.П.
Модель математичного програмування з цілочисель-
ними змінними визначення оптимального складу та
завантаження енергоблоків теплових електростанцій
та гідроагрегатів гідроакумулюючих електростанцій
при покритті добового графіка електричних наван-
тажень енергосистеми України. Проблеми загальної
енергетики. 2020. Вип. 1(60). С. 14—23. https://doi.
org/10.15407/pge2020.01.014
11. Шульженко С.В. Оптимізація диспетчериза-
ції генеруючих потужностей енергосистеми за умо-
ви обмеження генерації вітрових та сонячних елек-
тростанцій. Проблеми загальної енергетики. 2020.
Вип. № 4(63). С. 14—23. https://doi.org/10.15407/
pge2020.04.014
12. GLPK (GNU Linear Programming Kit). URL:
https://www.gnu.org/software/glpk/ (дата звернення:
12.07.2021).
Надійшла до редколегії: 15.09.2021
|
| id | systemreorg-article-791 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:59Z |
| publishDate | 2021 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/6a/5b05568ad51f67e8e2c739fc708d6f6a.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7912026-07-18T12:57:47Z Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems Оптимальне завантаження генеруючих потужностей енергосистеми за умови експлуатації сонячних електростанцій із системами акумулювання Shulzhenko S.V. Nechaieva T.P. Buratynskyi I.M. structure of generating capacities, power system, PV-plant, battery energy storage system, mathematical model структура генеруючих потужностей, енергосистема, сонячна фотоелектрична електростанція, система акумулювання електроенергії, математична модель Due to the increase in the share of electricity production at solar photovoltaic power plants (PV-plants), with a decrease in consumption and low flexibility of the power system, forced dispatch restrictions of generating capacities are already occurring. The problem of the emergence of a power surplus with an increase in the capacity of PV-plant can be solved by introducing a battery energy storage system (BESS) into its structure. The purpose of this study is to develop a mathematical model for the joint operation of a PV-plant and BESS for the formation of characteristic hourly daily power profiles for the supply of electrical energy to the power system. With the subsequent assessment of the impact of such hybrid PV-plants on changing the loading modes of traditional generating capacities in the Integrated power system of Ukraine.The proposed mathematical model for the joint operation of a PV-plant and BESS is, in fact, an algorithm for controlling such a hybrid PV-plant. The main principle of which is that during the period of maximum solar irradiation, the batteries are charged to the maximum possible level, which corresponds to the available capacity, and if the volume of BESS produced at the PV-plant is less than the available capacity, then all the generated electrical energy is accumulated for further discharge. Thus, the main modes of joint operation of a PV-plant and BESS are distinguished: mode No. 1 – when all PV generated electrical energy is charged with subsequent discharge; mode No. 2 – only a part of PV generated electrical energy is transferred in time, and the other part is supplied to the power system directly.Based on the developed mathematical model, daily profiles were formed for the joint operation of a PV-plant and BESS for a whole year. The analysis of the obtained daily profiles for the whole year showed, that for a day with maximum solar irradiation, in order to transfer 20% of PV-plants generated electrical energy, the discharge power of the BESS should be about 37% of the installed capacity of the inverters of the PV-plants. Thus, for 2040, with the installed capacity of PV-plants at the level of 11 GW, the total capacity of BESS should be 4 GW, and their charging capacity – 16 GWh.Using a mathematical programming model, determining the optimal structure and loading of power units of the power system when covering the daily schedule of electrical loads for each day of the year, it was determined that the introduction of BESS in PV-plants affects the performance of the power system as a whole. The transfer of 20% of the peak generation capacity of PV-plants with an installed capacity of 11 GW at the level of 2040 leads to: an increase in the production of electricity from nuclear power plants by 8% with an increase in the number of power units with an installed capacity of 1000 MW; the volume of electricity production at coal-fired thermal power plants is reduced by 20%; the generation volumes of pumped storage power plants are reduced by 4.5% and the discharge volumes of the system-scale storage systems are reduced by 57%. Reducing coal consumption by 19% leads to a 15‒19% reduction in emissions of carbon dioxide, sulfur oxides, nitrogen oxides and dust, which are important results for achieving environmental goals of Ukraine. Через збільшення частки виробництва електричної енергії (е/е) на сонячних фотоелектричних електростанціях (СЕС), зі зниженням рівня споживання е/е та при низькій гнучкості енергосистеми вже відбуваються вимушені диспетчерські обмеження генеруючих потужностей. Вирішити проблему виникнення профіциту потужності при збільшенні потужності СЕС можна шляхом впровадження у її структуру системи акумулювання електроенергії (САЕ). Метою даного дослідження є розроблення математичної моделі спільної роботи СЕС та САЕ для формування характерних погодинних добових профілів потужності відпуску е/е в енергосистему з подальшим проведенням оцінки впливу роботи таких гібридних електростанції на зміну режимів завантаження традиційних генеруючих потужностей в Об’єднаній енергосистемі України.Запропонована математична модель спільної роботи СЕС та САЕ по суті є алгоритмом керування такою гібридною електростанцією, основний принцип якого полягає у тому, що протягом періоду максимального сонячного опромінювання заряджання акумуляторних батарей (АБ) здійснюється до максимально можливого рівня, що відповідає доступній ємності, а якщо обсяг е/е, виробленої на СЕС, є меншим за доступну ємність, то вся вироблена е/е накопичується для подальшого розряджання. Таким чином, виділяються основні режими спільної роботи СЕС та САЕ: режим № 1 – коли вся вироблена е/е на СЕС заряджається у АБ із подальшим розряджанням; режим № 2 – лише частина виробленої е/е на СЕС переноситься у часі, а інша частина відпускається в енергосистему напряму.На основі розробленої математичної моделі було сформовано добові профілі спільної роботи СЕС та САЕ для цілого року. Аналіз отриманих добових профілів для цілого року показав, що для доби із максимальним сонячним опроміненням для перенесення 20% від усієї виробленої е/е на СЕС потужність розряджання АБ повинна становити біля 37% від встановленої потужності інверторів. Таким чином, при встановленій потужності СЕС на рівні 11 ГВт сумарна потужність АБ повинна становити 4 ГВт, а ємність їх заряджання – 16 ГВт·год.Із використанням моделі математичного програмування визначення оптимального складу та завантаження енергоблоків енергосистеми при покритті добового графіка електричних навантажень для кожної доби року було визначено, що впровадження АБ до СЕС впливає на показники роботи енергосистеми в цілому. Перенесення 20% пікової потужності генерації СЕС, при її встановленій потужності 11 ГВт на рівні 2040 р., призводить до: зростання виробництва е/е АЕС на 8% зі збільшенням кількості енергоблоків встановленою потужністю 1000 МВт; обсяги виробництва е/е на вугільних ТЕС зменшуються на 20%; обсяги генерації ГАЕС зменшуються на 4,5% та обсяги розряджання загальносистемних САЕ знижуються на 57%. Зменшення споживання вугілля на 19% забезпечує скорочення на 15‒19% викидів двоокису вуглецю, оксидів сірки, оксидів азоту та пилу, що є важливими результатами для досягнення екологічних цілей України General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2021-12-28 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/791 10.15407/pge2021.04.004 System Research in Energy; No. 4 (67) (2021): The Problems of General Energy; 4-12 Системні дослідження в енергетиці; № 4 (67) (2021): Проблеми загальної енергетики; 4-12 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/791/685 Copyright (c) 2021 Shulzhenko S.V., Nechaieva T.P., Buratynskyi I.M. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | structure of generating capacities power system PV-plant battery energy storage system mathematical model Shulzhenko S.V. Nechaieva T.P. Buratynskyi I.M. Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems |
| title | Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems |
| title_alt | Оптимальне завантаження генеруючих потужностей енергосистеми за умови експлуатації сонячних електростанцій із системами акумулювання |
| title_full | Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems |
| title_fullStr | Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems |
| title_full_unstemmed | Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems |
| title_short | Optimal power system’s generation dispatch with PV-plants equipped battery energy storage systems |
| title_sort | optimal power system’s generation dispatch with pv-plants equipped battery energy storage systems |
| topic | structure of generating capacities power system PV-plant battery energy storage system mathematical model |
| topic_facet | structure of generating capacities power system PV-plant battery energy storage system mathematical model структура генеруючих потужностей енергосистема сонячна фотоелектрична електростанція система акумулювання електроенергії математична модель |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/791 |
| work_keys_str_mv | AT shulzhenkosv optimalpowersystemsgenerationdispatchwithpvplantsequippedbatteryenergystoragesystems AT nechaievatp optimalpowersystemsgenerationdispatchwithpvplantsequippedbatteryenergystoragesystems AT buratynskyiim optimalpowersystemsgenerationdispatchwithpvplantsequippedbatteryenergystoragesystems AT shulzhenkosv optimalʹnezavantažennâgeneruûčihpotužnostejenergosistemizaumoviekspluatacíísonâčnihelektrostancíjízsistemamiakumulûvannâ AT nechaievatp optimalʹnezavantažennâgeneruûčihpotužnostejenergosistemizaumoviekspluatacíísonâčnihelektrostancíjízsistemamiakumulûvannâ AT buratynskyiim optimalʹnezavantažennâgeneruûčihpotužnostejenergosistemizaumoviekspluatacíísonâčnihelektrostancíjízsistemamiakumulûvannâ |