Наукові досягнення та розробки

2020 рік

Найбільш вагомі результати фундаментальних і прикладних досліджень Інституту загальної енергетики НАН України, які отримані у 2020 році
1. Розвинуто моделі дослідження процесів регулювання частоти і потужності в об’єднаних енергосистемах, до складу яких входять вітрові та сонячні електростанції, шляхом використання в моделях розроблених нових адаптивних законів регулювання частоти і потужності. Визначено, що поєднання в законі двох складових, а саме, адаптивної та пропорційно-диференційно-інтегральної, надає якісно кращі результати із забезпечення точності по частоті та стійкості системи регулювання. Знайдено оптимальне відношення між цими складовими, що забезпечує максимальний регулюючий ефект. Отримані нові закони регулювання було внесено в розроблений програмно-інформаційний комплекс «Частота-М», що дало змогу провести дослідження з визначення умов та обсягів використання вітрових і сонячних електростанцій у складі ОЕС, а також необхідної кількості регуляторів для забезпечення стабільної роботи енергосистеми. Визначено, що для забезпечення європейських вимог стабільності частоти в ОЕС, у разі використання швидкодіючих регуляторів на базі акумуляторних батарей, їх потужність повинна бути не меншою за розмах сумарної потужності ВЕС та СЕС. Недостатня потужність регулятора призводить до погіршення якості регуляції частоти, що швидко падає зі зменшенням потужності регулятора в порівнянні зі зміною потужності ВЕС (акад. НАН України М.М. Кулик, О.В. Згуровець).
 
2. Розроблено нову математичну модель спільної роботи сонячної фотоелектричної станції і акумуляційної системи накопичення електроенергії для забезпечення підтримки стабільності відпуску електроенергії за змінних погодних умов (мінливої хмарності). Така гібридна система (СЕС та система накопичення електроенергії, зокрема, акумуляторна батарея) дозволяє реалізувати режим експлуатації з перенесенням частки обсягів «надлишків» згенерованої СЕС електроенергії протягом годин максимальної інсоляції, що потенційно може створювати загрозу балансової надійності ОЕС України, у вечірній період пікових навантажень ОЕС. Модельні розрахунки показали, що для СЕС потужністю 10 МВт використання накопичувача ємністю 3,0 МВт·год дозволяє перенести приблизно 4,5% «надлишкової» електроенергії (Т.П. Нечаєва, І.М. Буратинський, С.В. Шульженко).
 
3. Удосконалено математичну модель оцінки показника середньозваженої собівартості теплової енергії за життєвий цикл, в якій, зокрема, детально враховуються витрати на електроенергію як основного енергоносія для виробництва тепла та на під’єднання до електромережі, що є обов’язковим для електрокотлів та теплонасосних установок. Розрахунки засвідчили, що для електрокотлів потужністю 0,54–50 МВт(е), за умов встановлення для них закупівельного тарифу на електроенергію на рівні меншому 50% від середнього в ОЕС України, забезпечується конкурентоздатність на існуючому ринку теплової енергії в системах теплопостачання України (О.І. Тесленко, В.В. Станиціна).
 
4. Розроблено нову математичну модель оптимізації виробничих потужностей вугільної галузі відповідно до потреб в енергетичному вугіллі теплових електростанцій ОЕС України. В моделі, на відміну від існуючих, детально враховано техніко-економічні показники технологічного обладнання шахт, вуглезбагачувальних фабрик та відповідні алгоритми взаємоузгодження потоків палива, що дозволило прогнозувати структуру готової вугільної продукції із забезпеченням показників її якості на всіх ділянках виробництва «шахта–фабрика–ТЕС», а також зменшення викидів в атмосферу шкідливих речовин від спалювання вугілля на ТЕС (М.М. Макортецький, В.М. Макаров, М.О. Перов, І.Ю. Новицький).
 
5. Удосконалено економіко-математичну модель оптимізації розвитку видобувного сектора вугільної промисловості України, призначену для визначення варіантів переобладнання лав вуглевидобувних підприємств, яка вперше враховує не тільки можливості концентрації виробництва на обраній підмножині лав і конкурентоздатність вугільної продукції, а й обсяги виділення шахтного метану, необхідні виробничі потужності обладнання для його утилізації, обсяги капітальних витрат на таке обладнання, а також якість видобутого вугілля. Програмна реалізація моделі дозволила розробити сценарії розвитку вугільної галузі та прогнози скорочення викидів шахтного метану на період до 2050 року, визначити ефективні технології та оптимальну комплектацію очисних комплексів для переоснащення шахт за умови досягнення ними максимальних обсягів виробництва та забезпечення екологічної безпеки (В.М. Макаров, М.І. Каплін, М.М. Макортецький).
 
6. Набула подальшого розвитку модель математичного програмування з цілочисельними змінними «Диспетчеризації генеруючих потужностей при покритті графіків електричних навантажень ОЕС України». Вперше розроблено та запроваджено в моделі математичні рівняння щодо дотримання необхідних обсягів вторинних резервів в ОЕС України, зокрема, відповідно до вимог Кодексу системи передачі. Застосування запропонованих рівнянь дозволяє забезпечити вторинні резерви в необхідних обсягах для кожної години добового графіка електричних навантажень, що є критичним за умови участі в покритті графіків електричних навантажень існуючих неманеврових потужних АЕС. Запропоновані удосконалення дозволяють окремо враховувати рівні необхідних вторинних резервів як на завантаження, так і на розвантаження, які задаються екзогенно для кожного енероблоку та/або гідроагрегату із врахуванням їх фізико-технічних показників, зокрема, швидкості зміни потужності (С.В. Шульженко, В.А. Денисов).
2019 рік

Звіт Інституту загальної енергетики НАН України з наукової та науково-організаційної діяльності у 2019 році  завантажити

Презентація Звіту завантажити

Наукові роботи, виконання яких завершилось у 2019 році завантажити

Найважливіші наукові результати Інституту у 2019 році

Отримала подальший розвиток теорія міжгалузевого балансу. Установлено і досліджено взаємозв’язок між моделлю Леонтьєва і новою, розробленою в Інституті моделлю, яка використовує не вектор кінцевого споживання (модель Леонтьєва), а вектор доданої вартості, що забезпечує більш високу точність прогнозування, а також значно розширює спектр досліджуваних проблем шляхом сумісного використання цих моделей. Встановлено однозначний зв’язок і векторно-матричну залежність між векторами кінцевого споживання і доданої вартості, яка повинна забезпечуватись при їх балансуванні (акад. НАН України М.М. Кулик).

Розвинуті базові моделі дослідження процесів регулювання частоти і потужності в об’єднаних енергосистемах шляхом формалізації функціонування у їх складі вітрових, сонячних електростанцій та акумуляторних батарей. На їх основі розроблено програмно-інформаційний комплекс «Частота-М», який забезпечує можливість досліджувати ефективність застосування різноманітних законів регулювання частоти і потужності. З його використанням виконані розрахунки режимів регулювання, які забезпечують стабілізацію частоти і потужності з великими вітровими та сонячними електростанціями у складі національної енергосистеми відповідно до вимог енергосистеми України та Євросоюзу, а також дозволяють визначити обсяг необхідних капіталовкладень (акад. НАН України М.М. Кулик, О.В. Згуровець).

Вперше розроблено нову модель математичного програмування з цілочисельними змінними «Диспетчеризації гідроагрегатів ГАЕС при покритті графіків електричних навантажень ОЕС України» в умовах значного обсягу генерації ВЕС та СЕС, а також АЕС, що працюють в базовому режимі. Комп’ютерна реалізація моделі, на відміну від відомих на поточний момент програмних комплексів, дозволяє гнучко моделювати режими експлуатації ГАЕС, зокрема, режими одночасної роботи в насосному та генераторному режимах гідроагрегатів різних ГАЕС, що забезпечує досягнення балансу між споживанням та генерацією електроенергії в енергосистемі за рахунок застосування більш широкого кола режимів експлуатації ГАЕС. Виконані розрахунки моделювання фактичного графіку навантаження ОЕС України для доби повені, що є найбільш складним для забезпечення балансування ОЕС України, засвідчили можливість використання генеруючих потужностей, зокрема, СЕС на рівні 3700 МВт встановленої потужності із досягненням балансів для кожної години доби (С.В. Шульженко, В.А. Денисов).

Удосконалено і застосовано модель життєвого циклу сукупної роботи електростанцій на відновлюваних джерелах енергії, систем накопичення електроенергії на основі акумуляторних батарей та традиційних маневрених резервних станцій (газомазутної та вугільної ТЕС), яка забезпечує визначення середньозваженої собівартості електроенергії при спільній роботі таких технологій протягом терміну експлуатації ВДЕ в умовах забезпечення стабільного прогнозованого відпуску електроенергії на рівні встановленої потужності ВДЕ. В умовах зростання екологічних вимог, зокрема, плати за вуглецеві викиди, спільна робота вітрової електростанції, батарейної акумуляційної системи та газомазутної ТЕС як резервної має значні переваги порівняно з використанням вугільної ТЕС. Так, при платі за викиди СО2 30 $/т середньозважена собівартість електроенергії системи з газомазутною ТЕС порівняно з її собівартістю з резервною вугільною ТЕС менша на 7−9%, а при платі за викиди СО2 100 $/т ця відмінність становить 18%. При цьому викиди СО2 за весь час спільної роботи вітрової електростанції, батарейної акумуляційної системи та резервної вугільної ТЕС становить 27,4 млн т СО2 при КВВП ВЕС 30% і 23,5 млн т СО2 при КВВП ВЕС 40%, що більш, ніж у два рази перевищує відповідні викиди при використанні в якості резервної газомазутної ТЕС (акад. НАН України М.М. Кулик, Т.П. Нечаєва).

Розроблено і застосовано економіко-математичну модель оптимізації розвитку видобувного сектора вугільної промисловості України, призначену для визначення варіантів переобладнання лав шахт, яка вперше, на відміну від існуючих, враховує не тільки можливості концентрації виробництва на обраній підмножині лав, конкурентоздатність вугільної продукції, а також показники якості видобутого вугілля, що дозволило ще на етапі видобутку передбачити скорочення витрат на збагачення, забезпечити цільовий вибір лав шахт для здійснення найбільш ефективних інвестицій у виробництво готової вугільної продукції. Модель дозволяє планувати заходи з переоснащення вуглевидобувних підприємств України технікою нового технічного рівня в межах розроблення коротко- та середньострокових програм розвитку вугільної галузі з метою суттєвого скорочення потреби імпортування вугільної продукції з необхідними для кінцевих споживачів показниками якості (В.М. Макаров, М.І. Каплін, М.М. Макортецький).

Набув подальшого розвитку метод визначення середньої собівартості теплової енергії за життєвий цикл, який відрізняється тим, що до алгоритму обчислення внесено додаткові складові з енергетичними і економічними показниками природозахисних технологій та екологічний податок. З використанням удосконаленого методу обраховано середню за життєвий цикл вартість теплової енергії, виробленої у котлах різного конструктивного типу з тепловою потужністю від 0,25 до 52,2 МВт, які найбільш поширені у системах централізованого теплопостачання й працюють на природному газі, мазуті, вугіллі, та в побутових котлах тепловою потужністю 0,2–1,3 МВт, що працюють на деревній трісці та деревних пелетах. Метод дозволяє для котлів, що працюють на природному газі й мазуті, враховувати впровадження технологій по зниженню викидів оксидів азоту, а для вугільних котлів - ще й сірчаного ангідриту і твердих частинок. Удосконалений метод окремо враховує екологічну складову середньої собівартості теплової енергії за життєвий цикл, а також вплив величини дисконту та екологічного податку. Розрахунки засвідчили, що найбільшу екологічну складову у середній вартості теплової енергії мають вугільні котли, яка складає 56,58 грн/Гкал, а для котлів, що працюють на природному газі і мазуті, цей показник відповідно дорівнює 18,03 і 33,74 грн/Гкал, тому із зростанням величини екологічного податку конкурентоздатність вугільних котелень буде знижуватись (О.Є. Маляренко, В.В. Станиціна, Г.О. Куц).

Розвинуто балансово-оптимізаційну модель енергозабезпечення економіки країни в умовах обмежень на обсяги доступних енергоносіїв, зростання впливу безпекових чинників на перспективні напрями розвитку енергетики. Виробництво енергоносіїв у паливних галузях, їх імпортування, перетворення в паливно-енергетичному комплексі і споживання в промисловості, транспорті та комунально-побутовому секторі представлені в моделі технологічними способами Л.В. Канторовича. Структура технологічних способів, а також їх продуктові й технологічні зв’язки подаються мережною схемою енергетичних потоків. Обсяги власного видобутку й імпортування паливних продуктів пов’язані співвідношеннями енергетичної безпеки на основі критеріїв, регламентованих чинним законодавством країни. Модель дозволяє формувати прогнозні паливно-енергетичні баланси з комплексним урахуванням таких основних факторів: досяжних обсягів видобутку первинних паливних ресурсів, структури потужностей генерування електричної і теплової енергії, а також структури потреби на всі види енергетичних ресурсів у секторах економіки країни (М.І. Каплін, Т.Р. Білан, М.О. Перов, І.Ю. Новицький).

Удосконалено екологічну модель технологічного розвитку вуглевидобування, у якій враховано екологічні наслідки роботи шахт шляхом пов’язування обсягів видобутку вугілля з обсягами виділення шахтного метану, необхідними виробничими потужностями обладнання для його утилізації, а також обсягами капітальних витрат на таке обладнання. Врахування цих витрат в умовах підвищених вимог до екологічності функціонування вугільної галузі є необхідним елементом прогнозування її розвитку, зокрема фінансового забезпечення програм модернізації. Із використанням цієї моделі виконана оцінка потенціалу обсягів скорочення викидів парникових газів у вугільній промисловості з урахуванням прогнозу розвитку вугільної галузі на період до 2040 р. Результати розрахунків свідчать, що лише за рахунок впровадження дегазаційного обладнання при модернізації шахт можливо досягти скорочення викидів метану на 35% у 2020р., 55% у 2025р. і до 59% у 2040 р. відносно фактичного рівня 2017 р. Загальний потенціал скорочення викидів парникових газів у вугільній промисловості України на період до 2040 р. становить до 50% СО2-еквіваленту відносно фактичного рівня 2017 р. (В.М. Макаров, М.І. Каплін, М.О. Перов).

 

©2022 Iнститут загальної енергетики НАН України

Search