Моделювання та аналіз впливу джерел розподіленої генерації на режими роботи електроенергетичної системи

Романов, Андрій Суренович
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7112
Title:	Моделювання та аналіз впливу джерел розподіленої генерації на режими роботи електроенергетичної системи
Authors:	Семко, Інга Борисівна Романов, Андрій Суренович
Keywords:	система електропостачання;відновлювальні джерела енергії;розподілена генерація;комп’ютерне моделювання
Issue Date:	Dec-2025
Abstract:	У роботі проаналізовано об’єкти розподіленої генерації та особливості їх режимів роботи в системах електропостачання. Визначено технічні аспекти інтеграції локальних джерел живлення, зокрема вплив на регулювання параметрів, організацію захисту та керування. Досліджено вплив об’єктів малої розподіленої генерації на роботу систем релейного захисту й автоматики та координацію захисних пристроїв. У середовищі PSCAD розроблено комп’ютерну модель розподіленої системи генерації, що дозволяє оцінювати вплив різних джерел на режими роботи електроенергетичної системи. Отримані результати можуть бути використані для підвищення надійності та ефективності функціонування систем електропостачання з розподіленою генерацією.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7112
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
ВКРМ_Романов.pdf Restricted Access		1.15 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show full item record
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ 
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ 
Факультет  електронних  технологій, автотранспорту та машинобудування 
(назва факультету) 
Кафедра електротехнічних систем 
(повна назва кафедри) 
       
 «До захисту допущено»    
Завідувач кафедри ЕТС    
Валентин ТКАЧЕНКО   
______________________  
“_____” __________2025 р.    
  
  
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Моделювання та аналіз впливу джерел розподіленої генерації на 
режими роботи електроенергетичної системи» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти  2  курсу, групи мЕСЕ–44 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
Романов Андрій Суренович  ____________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
   
Науковий керівник к.т.н., доцент Інга СЕМКО ____________ 
(наук. ступінь, вчене звання  Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис) 
   
Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________ 
(наук. ступінь, вчене звання  Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис) 
   
 
 
Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших 
авторів без відповідних посилань. 
Здобувач вищої освіти ______________ 
(підпис) 
 
 
Черкаси 2025 р.  
3 
РЕФЕРАТ 
 
По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної 
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість 
сторінок – 110, рисунків – 41, таблиць – 2, використаних літературних 
джерел – 26. 
Мета роботи – дослідження режимів роботи об’єктів малої 
розподіленої генерації з використанням засобів комп’ютерного моделювання. 
Для реалізації поставленої мети в рамках роботи вирішені наступні 
завдання: 
− провести аналіз режимів роботи та класифікацію об'єктів розподіленої 
генерації; 
− визначити параметри режиму роботи об'єктів розподіленої генерації, 
що впливають на режим роботи електроенергетичної системи; 
− побудувати та дослідити комп'ютерну модель; 
− провести моделювання режимів роботи електроенергетичної системи з 
наявністю об'єктів розподіленої генерації. 
У першому розділі зроблено аналіз об'єктів розподіленої генерації та їх 
режимів роботи. Встановлено, що введення локальних джерел живлення та 
об'єктів малої генерації зв'язане з деякими технічними результатами, 
пов'язаними із регулюванням їх параметрів та зміною режимів 
електропостачання, організації захисту та управління. 
Другий розділ присвячений аналізу та дослідженню пливу розподіленої 
генерації на системи електропостачання об'єктів. Детально розглянуто вплив 
об’єктів малої розподіленої генерації на роботу систем захисту та 
автоматики, а також на заходи координації захисних пристроїв СЕП.  
Третій розділ присвячений комп’ютерному моделюванню режимів 
роботи об'єктів малої розподіленої генерації у програмному комплексі для 
моделювання енергосистем PSCAD. Розроблено комп’ютерну модель 
загальної схеми розподіленої системи генерації в програмному комплексі 
4 
PSCAD, яка дозволяє оцінювати вплив різних об'єктів малої розподіленої 
генерації на режими роботи електроенергетичної системи. 
Ключові слова: розподілена генерація; комп’ютерне моделювання; 
система електропостачання; відновлювальні джерела енергії; програмний 
комплекс PSCAD. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
ЗМІСТ 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7 
ВСТУП ..................................................................................................................... 8 
РОЗДІЛ 1 АНАЛІЗ РЕЖИМІВ РОБОТИ ОБ'ЄКТІВ РОЗПОДІЛЕНОЇ 
ГЕНЕРАЦІЇ ............................................................................................................ 13 
1.1 Класифікація об'єктів розподіленої генерації ........................................... 13 
1.2 Опис електричних станцій, що належать до об'єктів розподіленої 
генерації .............................................................................................................. 19 
1.2.1 Вітроелектростанції ............................................................................... 19 
1.2.2 Сонячні електростанції.......................................................................... 24 
1.2.3 Когенераційні установки ....................................................................... 31 
1.3 Опис електричних режимів електроенергетичної системи ..................... 39 
1.3.1 Вимоги до режимів енергетичної системи .......................................... 41 
1.3.2 Виникнення аварійних режимів та їх класифікація ........................... 44 
1.4 Висновки до розділу 1 ................................................................................. 46 
РОЗДІЛ 2 ВПЛИВ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА СИСТЕМИ 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ОБ'ЄКТІВ ................................................................ 47 
2.1 Вплив на параметри режимів електропостачання .................................... 47 
2.1.1. Вплив на величину втрат електроенергії............................................ 47 
2.1.2 Вплив на характеристики напруги та її регулювання ........................ 49 
2.1.3 Вплив на параметри якості електроенергії ......................................... 53 
2.2 Вплив на роботу систем захисту та автоматики та координацію 
пристроїв ............................................................................................................. 56 
2.2.1 Організація підключення об’єктів малої генерації у точці загального 
приєднання ....................................................................................................... 56 
2.2.2 "Автономізація" об'єктів малої генерації ............................................ 59 
6 
2.3 Вплив об’єктів малої генерації на роботу захисних пристроїв та систем 
централізованої системи .................................................................................... 63 
2.4 Висновки до розділу 2 ................................................................................. 65 
РОЗДІЛ 3 МОДЕЛЮВАННЯ РЕЖИМІВ РОБОТИ ОБ'ЄКТІВ МАЛОЇ 
РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ У ПРОГРАМНОМУ КОМПЛЕКСІ ДЛЯ 
МОДЕЛЮВАННЯ ЕНЕРГОСИСТЕМ PSCAD ................................................. 66 
3.1 Опис програмного комплексу для моделювання енергосистем PSCAD 66 
3.2 Моделювання режиму впливу РГ на втрати мережі ................................ 69 
3.3 Моделювання режиму впливу РГ на струми короткого замикання ....... 73 
3.4 Моделювання загальної схеми розподіленої системи генерації у PSCAD
 .............................................................................................................................. 78 
3.4.1 Фотоелектрична система ....................................................................... 81 
3.4.2 Вітроелектростанція .............................................................................. 91 
3.4.3 Дизельна електростанція .......................................................................... 99 
3.5 Результати комп’ютерного моделювання схеми розподіленої системи 
генерації у програмному комплексі PSCAD ................................................. 101 
3.6 Висновки до розділу 3 ............................................................................... 104 
ВИСНОВКИ ......................................................................................................... 105 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ........................................................... 108 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
 
EMT – електромагнітний перехідний процес 
АГ – асинхронні генератори 
ВДЕ – відновлювані джерела енергії 
ВЕС – вітроелектростанція 
ВТММ – відстеження точки максимальної потужності 
ЕЕ – електрична енергія 
КЗ – коротке замикання 
МГ – мала генерація 
МЕУ – малі енергетичні установки 
ОЕС – об’єднана енергетична система 
ОСР – оператор системи розподілу 
РГ – розподілена генерація 
СЕП – системи електропостачання 
СЕС – сонячна електростанція 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
ВСТУП 
 
Децентралізована або розподілена генерація (англ. distributed power 
generation) – це система виробництва та передачі енергії, яка передбачає 
велику кількість споживачів, що водночас є виробниками електричної енергії 
(ЕЕ) та тепла для власних потреб, і мають можливість віддачі надлишків 
виробленої енергії до загальної мережі. Технології розподіленої генерації 
часто складаються з модульних генераторів, які іноді працюють на 
відновлюваних енергоресурсах. Розподілена генерація має низку 
потенційних переваг. По-перше, розподілена генерація може забезпечити 
енергонезалежність та меншу вартість електричної енергії, а по-друге вищу 
надійність, підвищення безпеки постачання з меншими екологічними 
наслідками та зниженням негативного впливу на здоров’я ніж об'єкти 
традиційної генерації [1].  
Закон України «Про ринок електричної енергії» визначає розподілену 
генерацію як «електростанція, встановленої потужності 20 МВт та менше, 
приєднана до системи розподілу електричної енергії». [2]. Найбільш 
популярні технології у системах РГ – це технології на базі відновлювальних 
джерел енергії (ВДЕ) та системи когенерації (виробляється електроенергія та 
тепло): сонячні електростанції; вітроелектростанції; когенераційні установки; 
біогазові установки та невеликі гідроелектростанції [3]. Однак у РГ є і 
недоліки, до них можна віднести ті ж втрати потужності в об’єднаній 
енергетичній системі (ОЕС), за умови неправильного вибору місця 
приєднання до розподільних мереж та потужності об'єкта РГ. Таким чином, 
першочерговим завданням збереження нормального режиму роботи ОЕС є 
правильне планування розміщення та вибору потужності об'єкта РГ у 
структурі ОЕС [2]. 
Основними гравцями на ринку ЕЕ вважають об'єкти малої розподіленої 
генерації, які можуть працювати на вітрових, сонячних, геотермальних та 
інших видах поновлюваних джерелах енергії, а також на паливних, що 
9 
використовують корисні копалини (нафта, вугілля, газ) і біомасу різного 
походження. 
Відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії», під 
об'єктами РГ визнаються енергоустановки з потужністю до 25 МВт, але в 
законі встановлено до малих гравців на ринку ВДЕ-генерації належать 
енергоустановки з потужністю до 1 МВт [2]. 
Визначення «мала енергетика» – це розподілені генеруючі 
енергоустановки та комплекси, які не підключені до централізованої 
електромережі, що працюють на базі ВДЕ та традиційних видах палива. 
Залучення генеруючих потужностей об'єктів малої генерації у виробництво 
електричної енергії значно підвищує енергобезпеку як окремих регіонів так і 
України в цілому. У свою чергу, генеруючі потужності об'єктів малої 
генерації - це головне джерело енергії, де розвиток промисловості 
відбувається на географічно просторих територіях (один з яскравих 
прикладів степові райони України) або з важкодоступним рельєфом (гірські 
райони Карпат), при низькій густині населення і об'єктів промисловості, що 
робить недоцільним транспортування електроенергії. 
Традиційні електростанції, такі як вугільні, газові та атомні, а також 
гідроелектростанції та великі сонячні електростанції, відносяться до ОЕС і 
призначені для передачі електроенергії на великі відстані. На відміну від них, 
системи РГ є децентралізованими, модульними та більш гнучкими. Їхнє 
розташування передбачає близькість споживачів, яких вони обслуговують, 
хоч і мають низьку потужність 10 МВт і менше. Ці системи можуть містити 
кілька компонентів генерації та зберігання і у такому разі вони називаються 
гібридними енергетичними системами [1-3]. 
Існує два основних типи класифікації пристроїв РГ. Перший тип 
класифікації розглядає встановлену потужність генераторів: мікро (1 Вт – 5 
кВт); малі (5 кВт – 5 МВт); середні (5МВт - 50 МВт); великі (50 МВт - 300 
МВт) [4]. 
10 
Другий тип класифікації ґрунтується на технології виробництва 
електричної енергії: відновлювані джерела енергії (ВДЕ); не відновлювані 
джерела енергії. 
ВДЕ поділяються на дві категорії – традиційні та нетрадиційні джерела. 
У першій категорії знаходяться: гідравлічна енергія води, що перетворюється 
у електричну енергію; енергія біомаси, що виготовляється у процесі 
спалювання дров, вугілля, торфу. Вона використовується в основному для 
виробництва тепла, що подається до опалювальної системи житлових 
будівель; геотермальна енергія, що є результатом природного гниття та 
абсорбції мінералами, що знаходяться в надрах землі. Загалом сонце є 
невичерпним джерелом енергії. Сонячне теплове випромінювання 
перетворюється на електричну енергію із застосуванням фотоелементів 
сонячних панелей [4]. 
Розподілена генерація доповнює централізовану систему новими 
елементами з новими динамічними характеристиками та можливостями 
управління, пристроями автоматики та регулювання. Для повсякденного 
застосування розподіленої генерації необхідно виконувати дослідження 
стійкості регіональних електроенергетичних систем, оцінювати нормальні, 
аварійні та післяаварійні режими роботи, оскільки широке поширення 
розподіленої генерації може істотно змінити структуру регіональних 
електромереж, та істотно впливати на роботу джерел централізованого 
електропостачання [4]. 
Актуальність дослідження. Впровадження об'єктів малої розподіленої 
генерації, прибутково як споживачеві електричної енергії так і операторам 
систем розподілу (ОСР) ЕЕ [5]. Використання об'єктів малої генерації сприяє 
більшою мірою зниженню перетікання та втрат потужності в системі 
електропостачання [4, 5]. До того ж ці об'єкти можуть збільшити надійність 
електропостачання споживачів особливої категорії та споживачів першої 
категорії надійності. На доповнення, об'єкти малої розподіленої генерації 
забезпечують ЕЕ райони з невеликим навантаженням, а також 
11 
використовуються для самостійного електропостачання віддалених 
споживачів і важкодоступних районів. Розвиток самостійної підгалузі, такий 
як розподілена генерація, служить основою переходу енергетичного сектора 
України на шляху модернізації та інноваційного розвитку. Застосування 
об'єктів малої розподіленої генерації у існуючій ОЕС дозволяє збільшити 
економічну ефективність енергетичної галузі, у тому числі надасть суттєвого 
потенціалу у сфері захисту навколишнього середовища [3, 4]. 
Впровадження об'єктів розподіленої генерації також набуло значного 
поширення в паралельній роботі з енергосистемою, так само в режимі 
компенсації пікових навантажень у ролі резервного джерела 
електропостачання. Велику актуальність ця концепція має на об'єктах з 
найбільшим споживанням електроенергії в пікові години, а також на об'єктах 
зі значними вимогами до надійності електропостачання (споживачі I-ї 
категорії особливої групи електропостачання, що потребують організації 
третього джерела) [6]. 
Предметом дослідження є процеси, які впливають на параметри 
електроенергетичної системи при роботі в її складі об'єктів малої 
розподіленої генерації. 
Об'єктом дослідження є комп’ютерна модель загальної схеми 
розподіленої системи генерації. 
Мета роботи – дослідження режимів роботи об’єктів малої 
розподіленої генерації з використанням засобів комп’ютерного моделювання. 
Для реалізації поставленої мети в рамках роботи необхідно вирішити 
наступні завдання: 
− провести аналіз режимів роботи та класифікацію об'єктів розподіленої 
генерації; 
− визначити параметри режиму роботи об'єктів розподіленої генерації, 
що впливають на режим роботи електроенергетичної системи; 
− побудувати та дослідити комп'ютерну модель; 
12 
− провести моделювання режимів роботи електроенергетичної системи з 
наявністю об'єктів розподіленої генерації. 
Методи дослідження. При вирішенні поставлених завдань 
використовувалися методи статистичної обробки інформації, методи 
емпіричного дослідження, математичного та комп’ютерного моделювання. 
Елементом наукової новизни у роботі є розробка комп’ютерної 
моделі загальної схеми розподіленої системи генерації в програмному 
комплексі PSCAD, яка дозволяє оцінювати вплив різних об'єктів малої 
розподіленої генерації на режими роботи електроенергетичної системи. 
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження 
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній 
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 22-24 квітня 2025 р. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
13 
РОЗДІЛ 1 
АНАЛІЗ РЕЖИМІВ РОБОТИ ОБ'ЄКТІВ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ 
 
1.1 Класифікація об'єктів розподіленої генерації 
 
Під розподіленою генерацією можна назвати об'єкти, які розташовані 
поруч із кінцевим споживачем, незалежно від того, хто вважається їх 
власником. Розподілена генерація теплової та електричної енергії - не нове 
явище ні в Україні, ні у світі. На початковому етапі виникнення електро- та 
теплоенергетики майже всі джерела електроенергії для освітлення, 
постачання механічної енергії та тепла знаходилися поряд із центрами 
споживання [1]. 
Відмінність класів напруги для передавальних і розподільчих мереж у 
різних країнах, крім того створює бар'єр для чіткого визначення поняття 
об'єктів малої генерації. У зв'язку з цим є відмінність в галузі компетенції 
енергетичних компаній, пов'язаних з передачею та розподілом 
електроенергії. Ці та інші особливості міжнародного характеру ускладнюють 
формулювання загального значення РГ, що враховує властивості 
розташування та класифікації даних пристроїв. Отже, візьмемо таке 
визначення: «розподілена генерація – це енергетичні ресурси, потужністю не 
більше 100 МВт енергопостачальної компанії (генератора) з однієї сторони, 
та зі сторони споживання, мають повсюдне використання розподільчих 
мережах для надання надійного електропостачання споживачів [2, 4]. 
Існує два основних типи класифікації пристроїв РГ. 
Перший тип відповідає встановленій потужності генераторних 
установок: 
– мікро (1 Вт – 5 кВт); 
– малі (5 кВт – 5 МВт); 
- середні (5МВт - 50 МВт); 
14 
- великі (50 МВт - 300 МВт) (рідко використовуються) [7]. 
Друга класифікація заснована на технології виробництва ЕЕ – це 
відновлювані джерела енергії, що поділяються на групи – традиційні та 
нетрадиційні джерела. 
До першої категорії ВДЕ входить: 
– гідравлічна енергія води, яка перетворюється на електричну енергію. 
Кожна електрична станція виробляє її за допомогою дії гідросилового 
обладнання, яке встановлюється на ній; 
- енергія біомаси, отримується в ході спалювання вугілля, дров, торфу. 
Вона застосовується в основному для виробництва тепла, що подається до 
опалювальної системи житлових та нежитлових будівель; 
- геотермальна енергія, що є результатом природного гниття і 
поглинання мінералами, що знаходяться в надрах землі, сонячної енергії. По 
суті, сонце є невичерпним джерелом енергії. Його теплове випромінювання 
перетворюється на електричну енергію із застосуванням фотоелементів [8]. 
Друга група складається з енергії, яка існує в природі, що оточує 
людину: 
– сонячна; 
– вітрова; 
– морських хвиль та течій; 
– припливів та відливів океану; 
– біопалива; 
– низькопотенційної теплової. 
Принцип використання відновлюваної енергії полягає в її вилученні з 
геологічних процесів, що постійно відбуваються в навколишньому 
середовищі. Вона одержується споживачем, що використовує її для 
вирішення технічних завдань та задоволення своїх потреб [8]. 
Когенераційні установки. Когенерація (від англ. «Co + generation», 
«комбінована генерація») – це технологічний процес виробництва двох видів 
енергії одночасно, зокрема, електричної та теплової. Якщо в результаті 
15 
одного технологічного процесу виробляють три види енергії, зокрема, 
електрична енергія, енергія тепла та енергія холоду, то такий процес 
називають тригенерація. Електрична енергія отримується у результаті 
перетворення теплової енергії палива на механічну енергію – обертання 
ротора електрогенератора. Теплова енергія отримується за рахунок 
ефективної утилізації попутного тепла (утилізація тепла охолоджуючих 
рідин і газів), яке потім перетворюється на теплоносії – гарячу воду і пару. В 
результаті практично повного використання термодинамічного потенціалу 
палива досягаються найвищі показники сумарного ККД, які недоступні 
технологіям роздільного виробництва енергії [9]. 
Об'єкти малої розподіленої генерації, що базуються на ВДЕ, 
вважаються найбільш сприятливими для навколишнього середовища. 
Об'єкти РГ, які будуються з окремих модулів, виготовляються і запускаються 
в роботу за невеликий період при наявності достатнього попиту на 
електроенергію споживачами. Електроустановки, що працюють за 
принципом когенерації, можуть використовувати як електрику, так і тепло, 
що виробляється в процесі генераторної установки [10]. 
Мікротурбіна – це високооборотна газова турбіна, в камері згоряння 
якої спалюється природний або будь-який інший газ, виготовляється у 
вигляді конструкції з однією обертовою частиною – нероз'ємним ротором, на 
якому співвісно розташовані електричний генератор, відцентровий 
компресор і доцентрова радіально-осьова турбіна. Вона є тепловим 
двигуном, в якому реалізується робочий процес (цикл) газотурбінної 
установки з регенерацією. 
Діапазон електричної потужності мікротурбінної установки 
(електростанції) не такий широкий, як у класичних газових турбін, але він 
відповідає потребам невеликих і середніх споживачів, що змушені купляти 
ЕЕ у зв’язку складними обставинами щодо підключення до електромереж 
або тих споживачів, які можуть собі дозволити ультрасучасне обладнання 
для вирішення проблем власної генерації ЕЕ та тепла. 
16 
Електрична потужність мікротурбінної установки лежить в межах від 
100 кВт до 2…3 МВт. Слід зазначити, що більш менш висока потужність 
енергокомплексу досягається шляхом об'єднання декількох мікротурбінних 
установок. Кількість мікротурбін може сягати 20-30 штук. Такі 
енергокомплекси називаються кластерами. Можливе послідовне 
нарощування електричної потужності мікротурбінного комплексу (кластера) 
у міру зростання потреби електроенергії шляхом встановлення нових 
модулів. 
Переваги мікротурбін [10]: 
− адаптивність до сприйняття електричних навантажень у діапазоні від 1 
до 100%; 
− можливість тривалої роботи мікротурбіни на гранично низькій 
потужності - 1%; 
− відсутність димових труб; 
− відсутність у мікротурбінах моторного масла; 
− відсутність охолоджуючих рідин; 
− швидке та технологічне підключення до паливних магістралей, 
електричних комунікацій та теплових мереж; 
− сервісне обслуговування мікротурбіни; 
− низький рівень шуму [10]. 
Міні-ГЕС. Мікрогідроелектростанція призначена для виробництва з 
гідравлічної енергії води в ЕЕ для подальшої передачі виробленої 
електроенергії в електромережу. Під словом «мікро» вважають, що ця 
гідроелектростанція встановлюється на невеликих водних об'єктах – малих 
річках чи струмках, протоках чи змінах висот систем водопідготовки, а 
потужність гідроустановки складає 10 кВт. 
Міні-ГЕС поділяються на два класи: це мікрогідроелектростанції (до 
150 кВт) та мінігідроелектростанції (до 2500 кВт). Перші використовуються 
переважно в домогосподарствах і на невеликих підприємствах, другі – на 
17 
більш потужних підприємствах. Для власників заміських будинків або 
малого бізнесу, швидше за все, велику зацікавленість виявляють перші. 
Мікрогідроелектростанції за принципом дії поділяють на такі типи: 
– Водяне колесо є колесом з лопатями, яке встановлено 
перпендикулярно поверхні води і наполовину в неї занурене. Під час роботи 
вода створює тиск на лопаті і приводить колесо у обертання [11]. 
Враховуючи простоту виготовлення та отримання найвищого ККД з 
найменшими втратами, ця установка добре працює.  
– Гірляндна ГЕС була названа завдяки своєму зовнішньому вигляду: на 
сталевому тросу діаметром 10-15 мм, нанизані ротори як намистини. Трос у 
здійснює функцію гнучкого валу. Ним перегороджують русло річки, причому 
ротори повністю занурюються у воду. Один кінець троса з'єднується з 
підшипником, а другий – з валом генератора. Водний потік обертає ротори, а 
вони, своєю чергою, обертають трос (рис. 1.1). 
Вже в 50-ті роки ХХ століття народні умільці споруджували гірляндні 
мініГЕС, використовуючи генератор від автомобіля, а як ротори консервні 
банки. 
На сьогоднішній день технології вирвалися вперед, і промисловість 
пропонує ротори різних видів, які підвищують ККД генератора [12]. 
В якості гідроколес ефективніше використовувати не консервні банки, 
а пропелери (аналоги дитячих вертушок), виготовлені з тонких металевих 
листів. Одне таке гідроколесо дає до 2 кВт енергії за швидкості водного 
потоку 2,5 м/с. Глибина занурення роторів залежить від пори року: влітку їх 
опускають на глибину 0,2 м від поверхні води, а взимку на глибину 0,5 м від 
льоду (якщо водний потік замерзає). При цьому глибина водного потоку не 
повинна перевищувати 1,5 м. Тобто подібні міні-ГЕС встановлюються на 
невеликих річках та струмках [11]. 
 
 
 
18 
 
Рис. 1.1. Поперечна гірляндна електростанція 
 
– Ротор Дар'є – це ротор, що обертається за рахунок різниці тисків на 
його лопатях. Різниця тисків між лопатями виникає за рахунок обтікання 
рідиною складних поверхонь. Дія подібна до підйомної сили крила літака або 
підйомної сили суден на підводних крилах. На практиці мініГЕС цієї 
конструкції схожі з однойменним вітрогенераторам, але розташовані в 
рідинному середовищі [11]. 
Фактично конструкції гідрогенератора ротор Дар'є застосовується 
досить рідко, тому що перед початком використання його потрібно 
розкрутити. До переваг такого гідрогенератора відноситься те, що 
розкручений ротор Дар'є не припиняє працювати незалежно від сезонних 
змін швидкості водного потоку тощо. Зупинити його експлуатацію можна 
тільки при повному замерзанні води. Але обладнання даного типу вважається 
дорогим та складним в експлуатації. 
Періоди, коли гідрогенератор не експлуатується, використовуються для 
технічного обслуговування. З головної тріади безпаливної енергетики гідро-, 
вітро- і геліоенергетики - перша вимагає найзначніших початкових витрат, а 
обладнання найскладніше в експлуатації і має найменший ресурс служби 
[11]. 
19 
1.2 Опис електричних станцій, що належать до об'єктів 
розподіленої генерації 
 
1.2.1 Вітроелектростанції 
 
Вітроелектростанція (ВЕС) складається із групи вітроенергетичних 
установок (вітротурбін), які розміщені в одному місці, які призначені для 
виробництва ЕЕ. ВЕС відрізняються за розмірами від невеликої кількості 
турбін до кількох сотень вітрогенераторів, що охоплюють велику територію. 
Вітряні електростанції можуть розташовуватися як на суші, так і на морі [13]. 
Багато найбільших діючих наземних ВЕС розташовані в Китаї, Індії та 
Сполучених Штатах Америки. Наприклад, найбільша ВЕС у світі, 
знаходиться у Ганьсу (Китай), її потужність складала 6000 МВт на 2012 рік, а 
у 2020 році – 20 000 МВт. Станом на вересень 2018 року ВЕС Walney мала 
потужність 659 МВт у Великій Британії та є найбільшою ВЕС у Європі. Деякі 
конструкції вітротурбін дозволяють збільшувати потужність, внаслідок чого 
потрібно менше вітроустановок для однієї і тієї ж загальної потужності ВЕС. 
 
 
Рис 1.2. Схема ВЕС 
20 
Умовно ВЕС можуть бути класифіковані за [13]: 
1) Вихідною потужністю: 
‒ мікроВЕС з вихідною потужністю до 100 Вт, використовуються для 
живлення автономних електромереж, 
‒ малої потужності з вихідною потужністю від 100 Вт до 100 кВт, 
використовується для живлення окремих домашніх господарств або малих 
підприємств, 
‒ великі ВЕС потужністю 100 кВт і вище, які використовуються для 
генерування ЕЕ в розподільчі мережі, 
‒ комунальні послуги - масштаб понад 1 МВт, 
2) Конструкцією орієнтації вісі ротора [13]: 
‒ вітрогенератори з вертикальною віссю обертання, 
‒ вітрогенератори з горизонтальною віссю обертання. 
4) Іншими критеріями: 
‒ використання енергії вітру, 
‒ частота обертання ротора (низька, середня, висока), 
‒ орієнтація ротора та щогли щодо напряму вітру – підвітряна та 
надвітряна. 
Основними елементами вітротурбіни є ротор (лопаті та ступиця), 
привод та система управління. Найбільш важливим елементом турбіни є 
лопатки, оскільки саме вони здійснюють фактичне перетворення енергії з 
кінетичної на механічну, використовуючи принцип створення підйомної сили 
на аеродинамічному профілі лопатки. В даний час найбільш популярною 
конфігурацією є горизонтальна конструкція з трьома лопатями [13]. 
ВЕС, як правило, мають значно менший вплив на навколишнє 
середовище, ніж багато інших електростанцій. Прибережні ВЕС мають 
візуальний вплив на ландшафт, оскільки зазвичай вони займають значну 
площу на Землі ніж інші електростанції та повинні бути побудовані в 
незаселених або сільських районах, що може призвести до «індустріалізації 
сільської місцевості», втрати довкілля та падіння туризму. Критики 
21 
пов'язують ВЕС з несприятливими наслідками здоров'ю (синдром вітряних 
турбін). ВЕС також піддавалися критиці за перешкоди радіолокаційному, 
радіо- та телевізійному прийому. 
ВЕС має принцип дії, ідентичний з іншими вітровими установками: 
сила вітру обертає лопаті вітряного колеса, яке передає крутний момент на 
вал генератора за допомогою системи передач. Залежно від конструкції 
енергія вітру передається на електрогенератор або водяний насос. Чим 
більше вітру одночасно впливатиме на лопату, тим сильнішою є віддача у 
вигляді електроенергії. Одними розмірами вирішення питання отримання 
максимальної віддачі не обмежується. Повітряні потоки на різній висоті 
також різні. Біля землі їхня сила знижується, і швидкість сповільнюється 
через ландшафт, що гальмує переміщення вітру. Чим вище знаходиться 
вітряне колесо, тим потужніший потік повітря, що потрапляє на нього [13]. 
Важливою частиною вітрогенератора є генератор, що перетворює 
механічну енергію на електричну. Вали генератора мають лише один або два 
підшипники, які зазнають великого навантаження. Правильне встановлення 
валу генератора щодо валу коробки має вирішальне значення для правильної 
роботи всієї турбінної системи. Генератори можна поділити на три основні 
групи: 
- індукційні генератори, 
- генератори на постійних магнітах, 
- синхронні генератори. 
Раніше синхронні генератори рідко використовувалися через 
необхідність точного налаштування під частоту електроенергетичної мережі 
[12]. Однак в останні роки цей тип конструкції успішно повертається в 
турбіни з прямим приводом У потужних вітроустановках, в якості 
генераторів найчастіше використовуються асинхронні генератори, що 
виробляють змінний струм частотою 50-60 Гц. Перевагою використання 
асинхронних генераторів є їх проста конструкція та певна гнучкість у 
швидкості обертання, що дозволяє турбінній системі пристосовуватися до 
22 
випадкових поривів вітру. Протягом багатьох років конструкція асинхронних 
генераторів зазнавала модифікацій, серед яких було впровадження 
електронних систем, які називаються силовими перетворювачами, що 
дозволяло регулювати частоту обертання. Силові перетворювачі призначені 
для синхронізації генераторів з електроенергетичною мережею (рис. 1.3. а). 
Все частіше у конструкціях вітротурбін стали використовуватися 
сучасні конструкції генераторів з постійними магнітами (рис. 1.3. б), які 
мають просту електричну схему, не споживають енергії на збудження і 
мають підвищений ККД, відрізняються високою надійністю роботи, менш 
чутливі до дії реакції якоря, чим звичайні машини, їх недоліки пов'язані з 
невисокими регулювальними властивостями через те, що робочий потік 
постійних магнітів не можна змінювати в широких межах [12]. 
 
Рис.1.3. а) силовий перетворювач; b) генератор на постійних магнітах 
 
В даний час все більшої популярності набувають безредукторні 
коробки передач. Ця тенденція пов'язана з тим, що крім обертового моменту, 
поперечні сили також часто передаються в трансмісію через головний вал. 
Генератори із прямим приводом розпочинають користуватися особливою 
популярністю у турбінах великої потужності на морі. Це рішення вигідне з 
точки зору виключення обслуговування турбінних редукторів на морських 
фермах, де ця операція може бути складною та трудомісткою. Нижча 
швидкість обертання систем із прямим приводом також збільшує термін 
23 
служби конструкції. Недоліком використання прямих приводів та 
низькошвидкісних генераторів є їх збільшення габаритних розмірів і, отже, 
ваги, що збільшує вартість конструкції. Турбіни з прямим приводом 
використовують двогенераторні системи для роботи на низьких та високих 
швидкостях. Іншим рішенням може бути використання генератора зі змінною 
швидкістю обертання [12].  
Ще одним важливим елементом конструкції вітротурбіни є система 
управління, що інтегрує сигнали з багатьох датчиків, які встановлені на її 
компонентах. Ця система оптимізує роботу турбіни та забезпечує безпеку у 
разі несправності або раптового погіршення погодних умов. Система 
управління повинна безперервно контролювати багато параметрів, 
відповідальних за ефективну роботу турбіни, такі як: 
− позиціонування лопатей в оптимальному напрямку щодо вітру, 
− встановлення відповідного кроку лопатей, 
− запуск та зупинка, 
− охолодження компонентів, 
− управління системою антиоблединіння, 
− діагностика. 
До переваг ВЕС можна віднести: 
– незалежність від викопних ресурсів, 
– використання абсолютно безкоштовного джерела енергії, 
– екологічна чистота (не завдає шкоди навколишньому середовищу), 
- доступність. 
При цьому є й недоліки: 
- нерівномірність вітру створює певні труднощі у виробництві ЕЕ та 
змушує використовувати велику кількість акумуляторних батарей; 
- ВЕС створюють шум під час роботи; 
- ККД у ВЕС досить низький, збільшити його досить проблематично; 
– вартість даного обладнання; 
– окупність обладнання зі зростанням його потужності значно знижується.  
24 
Використання невеликих ВЕС здатне забезпечити енергією обмежену 
кількість споживачів, тому для забезпечення великих населених пунктів чи 
регіонів необхідно використовувати потужні пристрої. При цьому 
вітрогенератори великої потужності потребують відповідних потоків вітру та 
рівномірності його руху, що для умов нашої країни не характерно. У цьому 
полягає основна причина низького поширення вітряних електростанцій в 
Україні порівняно європейськими країнами [13]. 
 
1.2.2 Сонячні електростанції 
 
Сонячна енергетика – одна з галузей альтернативної (відновлюваної) 
енергії, що найбільш динамічно розвивається. Вона заснована на 
перетворенні енергії, що випромінюється Сонцем, в інші типи енергії, 
наприклад, в ЕЕ або тепло. Сонячна енергетика – це виключно екологічна, 
вона не впливає на навколишнє середовище. Її розвиток стимулюється як 
суто економічними факторами (до таких можна віднести постійно зростаючі 
ціни на традиційні (вугілля, нафта, газ) джерела енергії, зниження вартості 
обладнання для станцій, що працюють на відновлюваних (альтернативних) 
джерелах енергії зі збільшенням їхньої продуктивності, що в загалом 
призводить до зниження собівартості електроенергії, що виробляється. У 
2016 році «сонячна» енергетика стала найдешевшою у порівнянні з іншими 
альтернативними способами електрогенерації, наприклад, ВЕС та 
підтримується державними програмами та країнами Європейського союзу 
(спеціальні програми, що заохочують будівництво сонячних електростанцій 
за рахунок застосування економічно привабливого «зеленого тарифу» для 
викупу виробленої електроенергії) [11]. 
Сонячні електростанції (СЕС) – одна з найперспективніших галузей 
відновлюваної (нетрадиційної) енергії, що динамічно розвиваються. 
Структурна схема типової СЕС представлена на рисунку 1.4. Щорічний 
25 
приріст потужностей, що вводяться в експлуатацію, протягом 2000-2021 
років становить близько 60%. Усього за півтора десятки років частина 
сонячної електрики у світовій енергетиці досягла понад 5%. Удосконалення 
технології виготовлення фотоелектричних модулів призвело до істотного 
зниження собівартості сонячної електрики – у більш ніж 30 країнах 
(Німеччина, Чилі, Австралія, Мексика) вона стала дешевшою, ніж від 
джерел, що одержується з копалин (нафта, газ, вугілля). За останні 10 років 
інвестиції в сонячну енергетику становили близько 300 мільярдів доларів. 
Найкращим прикладом успішності застосування сонячних технологій – 
острів Тау, який раніше повністю залежав від постачання дизельного палива, 
а після встановлення сучасної СЕС став повністю енергонезалежним [11]. 
 
 
Рис. 1.4. Типова структура сонячної електростанції 
 
Щоб зрозуміти, які особливості має будівництво та експлуатація СЕС 
промислового призначення, розглянемо їх особливості [11]:  
– використання безкоштовної відновлюваної енергії, яка доступна 
практично у необмеженій кількості – сонячного випромінювання, яке не 
потрібно транспортувати до місця генерації ЕЕ; 
26 
– висока надійність – термін експлуатації сучасних СЕС перевищує 25 
років. Крім того, СЕС не має частин, що рухаються / обертаються, які 
особливо швидко зношуються і вимагають швидкої заміни; 
– низькі витрати на експлуатацію – сучасна СЕС відрізняється високим 
ступенем автоматизації всіх процесів, тому потребує мінімальної кількості 
обслуговуючого персоналу; 
– технічне обслуговування СЕС для підтримки працездатності станції 
не затратне і не вимагає проведення трудомістких дорогих операцій; 
– можливість задіяювати для будівництва СЕС не лише вільні площі, а 
й ті, які використовуються малоефективно або взагалі не використовуються, 
наприклад, фасади та дахи будівель – це не тільки дозволить заощадити 
територію, а й значно знижує капіталовкладення у будівництво СЕС; 
– обсяги генерації електроенергії у кілька разів перевищують ті, які 
були витрачені на її виробництва; 
- висока швидкість повернення інвестицій - на сьогоднішній день, 
інвестиції в сонячну енергетику окупаються швидше, ніж у нафтогазовій 
галузь. 
Види концентруючих сонячних теплових електростанцій. 
Існує три основні типи концентруючих сонячних теплових 
енергетичних систем [11]: 
- лінійні концентруючі системи, що включають параболічні жолоби та 
лінійні відбивачі Френеля; 
- сонячні електростанції баштового типу; 
- тарілчасті електростанції; 
Лінійний відбивач Френеля. Лінійний відбивач Френеля (LFR) для 
виробництва сонячної енергії є системою, яка концентрує сонячне 
випромінювання в приймальній трубці, встановленої у фокусній точці 
дзеркала Френеля стеження за рухом сонця і генерує високотемпературні 
робочі середовища для виробництва теплової енергії. Основними 
компонентами LFR є дзеркало відображаючої вкладки, приймальна трубка і 
27 
систему передачі. Система генерації потужності лінійних відбивачів – це 
спрощена система параболічних корит електроенергії. Параболічний 
концентратор жолобу замінений поверхневим дзеркалом, яке знаходиться на 
невеликій відстані від землі. Установка має низьке вітрове навантаження, 
просту конструкцію, інтенсивне компонування та більш високу ефективність 
використання землі. Крім того, вакуумна обробка приймальної трубки не 
потрібна, що знижує технічні труднощі та витрати. Однак через низький 
коефіцієнт концентрації системи робоча температура залишається низькою, 
що також призводить до низької ефективності системи [11]. 
Лінійні концентруючі системи збирають сонячну енергію за допомогою 
довгих, прямокутних, вигнутих (U-подібних) дзеркал. Дзеркала фокусують 
сонячне світло на приймачах (трубках), які проходять по всій довжині 
дзеркал. Концентроване сонячне світло нагріває рідину, що протікає 
трубками, яка надходить в теплообмінник для нагрівання води у звичайному 
паротурбінному генераторі для виробництва електроенергії. Існує два 
основних типи лінійних концентраторних систем: параболічні жолобчасті 
системи, в яких приймальні трубки розташовані вздовж фокальної лінії 
кожного параболічного дзеркала та лінійні рефлекторні системи Френеля, в 
яких одна приймальна трубка розташована над декількома дзеркалами, щоб 
забезпечити необхідне переміщення дзеркал при стеженні за сонцем. 
Електростанція з лінійним геліоколектором має велику кількість 
колекторів у паралельних рядах, які зазвичай направлені на Північ-Південь, 
щоб максимізувати збирання сонячної енергії. Ця конфігурація дозволяє 
дзеркалам відстежувати сонце зі сходу на захід протягом дня і постійно 
концентрувати сонячне світло на приймальних трубках. 
Технологія лінійного відбивача Френеля отримала свою назву від лінзи 
Френеля, яка була розроблена французьким фізиком Огюстеном-Жаном 
Френелем для маяків у 18 столітті [14]. Принцип дії цієї лінзи полягає у 
розбитті безперервної поверхні стандартної лінзи на безліч поверхонь із 
розривами між ними. Це дозволяє суттєво зменшити товщину (а отже, і масу 
28 
та об'єм) лінзи за рахунок зниження якості зображення лінзи. Основна мета 
полягає в тому, щоб сфокусувати джерело світла – цей вплив на якість 
зображення не має великого значення [14]. 
Головна перевага систем Френеля полягає в тому, що їх проста 
конструкція плоских або гнучко зігнутих дзеркал і нерухомих приймачів 
потребує менших інвестиційних витрат і пропонує широкий спектр 
конфігурацій. Спочатку розроблені для застосування на низьких та середніх 
потужностях, лінійні концентруючі системи в даний час розробляються для 
більш високих температур, які полегшують пряме пароутворення та може 
бути ефективно використане у промисловому чи енергетичному секторі. 
Системи Френеля можуть бути налаштовані для роботи в широкому 
діапазоні температур від 200 до 500 °C, хоча системи з температурою до 550 
°C знаходяться в стадії розробки. Області застосування варіюються від тепла 
промислових процесів, розподіленої генерації ЕЕ з використанням 
органічного циклу Ранкіна до систем парових турбін [15]. 
Принцип поділу оптичного елемента на сегменти, які мають той самий 
(або дуже схожий) оптичний ефект, як і вихідний оптичний елемент, також 
може бути застосований до дзеркал. Параболічне дзеркало можна розділити 
на кільцеві сегменти, утворюючи кругле дзеркало Френеля, яке фокусує 
світло, що надходить у сонячних променях, паралельних оптичній вісі, на 
фокусну точку параболоїдного дзеркала. 
Дзеркала фокусують сонце на приймачі з теплоносієм, який у деяких 
конструкціях може бути водою, олією чи навіть розчином солі, що 
залежатиме від робочої температури системи. Основна відмінність між цими 
системами полягає в тому, як відстежуються сонячні промені, і саме це 
призводить до здешевлення вартості системи Френеля [14].  
Розділення дзеркал та приймача дозволяє використовувати 
високотемпературні теплоносії, а також значно розширити сферу 
застосування в конструкції приймача.  
 
29 
Сонячні електростанції баштового типу. Сонячні електростанції 
баштового типу генерують електроенергію із сонячного світла, фокусуючи 
концентроване сонячне випромінювання на баштовому теплообміннику 
(ресивері). Система використовує сотні та тисячі дзеркал стеження за сонцем, 
що називаються геліостатами, щоб відбивати падаюче сонячне світло на 
приймач. У башті сонячної енергії з розплавленою сіллю рідка сіль при 
температурі 290 ºC перекачується з холодного резервуара для зберігання 
через ресивер, де вона нагрівається до 565 ºC, а потім в гарячий резервуар 
для зберігання [11]. 
При використанні установки гаряча сіль перекачується в 
парогенеруючу систему, в якій перегріта пара подається до звичайної 
системи турбіни/генератора. З парогенератора сіль повертається назад у 
холодне сховище, де вона знаходиться, а потім повторно нагрівається в 
ресивері. 
Сховища можуть бути спроектовані з необхідною ємністю для 
живлення турбіни на повну потужність протягом 13 годин. Поле геліостату, 
що оточує вежу, прокладено таким чином, щоб оптимізувати щорічну 
продуктивність установки. Поле та приймач також мають розмір залежно від 
потреб електростанції. У звичайній електроустановці збирання сонячної 
енергії відбувається зі швидкістю, що перевищує максимальну необхідну для 
подачі пари в турбіну [11, 16]. 
Відношення теплової потужності, що забезпечується колекторною 
системою (полем геліостату та приймачем) до пікової теплової потужності, 
необхідної для турбогенератора називається сонячною кратністю. З 
сонячною кратністю приблизно 2,7 енергетична вежа з розплавленої солі 
розташована в Каліфорнійській пустелі Мохаве, яка може бути спроектована 
з річним коефіцієнтом потужності близько 65%. Отже, електростанція 
потенційно може працювати протягом 65% року без потреби у резервному 
джерелі палива. Без накопичення енергії сонячні технології обмежені 
річними коефіцієнтами потужності [16]. 
30 
Основна перевага вежі сонячної енергії полягає в тому, що 
концентрація світла на одному приймачі (вежі) дає вищі температури. 
Дзеркала в системі сонячних веж одержують сонячне світло, відстежуючи 
сонце по двох вісях. Це більш вигідно, тому що воно може отримувати 
сонячне світло навіть тоді, коли Сонце знаходиться низько над горизонтом, 
як це буває в зимові місяці або навіть на світанку та в сутінках. Сонячні 
електростанції є екологічно чистими системами. Жодних небезпечних газів 
або рідких викидів не виділяється.  
Тарілчасті електростанції. Тарілчасті електростанції використовують 
параболічну тарілку дзеркал для того, щоб спрямувати та сконцентрувати 
сонячне світло на двигун, який виробляє ЕЕ. Система тарілка-двигун є 
технологією концентрування сонячної енергії, яка виробляє меншу кількість 
електроенергії, ніж інші технології – зазвичай в діапазоні від 3 до 25 кВт, але 
корисна для модульного використання. Дві основні частини системи – це 
сонячний концентратор та блок перетворення енергії. Сонячний 
концентратор, або тарілка, збирає сонячну енергію, що надходить 
безпосередньо від сонця. Отриманий промінь концентрованого сонячного 
світла відбивається тепловим приймачем, який збирає сонячне тепло. Тарілка 
встановлена за принципом безперервного відстеження сонця протягом дня, 
щоб отримати максимально можливий відсоток сонячного світла на 
тепловому приймачі [16]. 
До складу блоку перетворення потужності входить тепловий приймач 
та генератор/двигун. Тепловий приймач є інтерфейсом між генератором та 
тарілкою. Приймач поглинає концентровані промені енергії сонця, 
перетворюючи їх на теплову енергію, яку передає генератору/двигуну. 
Тепловий приймач представляє собою невеликий рядом трубок з 
охолоджувальною рідиною як правило гелієм або воднем, яка найчастіше є 
теплоносієм робочою для генератора. Іншими теплоприймачами є теплові 
труби, де конденсація та кипіння проміжної рідини передає тепло 
генератору/двигуну [17]. 
31 
Система генератор/двигун – це підсистема, яка отримує теплову 
енергію від приймача і використовує її для перетворення в електричну. 
Найбільш поширенішим типом теплового двигуна, що використовується в 
системах, тарілка/двигун є двигун Стірлінга, який використовує нагріту 
рідину для переміщення поршнів та створення механічної потужності. 
Механічна робота у вигляді обертання колінчастого валу двигуна приводить 
в рух генератор, який виробляє електричну енергію [17]. 
Тарілка, що конкретніше називається концентратором є основним 
сонячним компонентом системи, вона збирає сонячну енергію, що надходить 
безпосередньо від сонця і концентрує або фокусує її на невеликій площі. 
Результуючий сонячний промінь має всю силу сонячного світла, що 
потрапляє на тарілку, але концентрується на невеликій площі, так що його 
можна використовувати більш ефективно. Скляні дзеркала відображають 
~92% сонячного світла, яке потрапляє на них є відносно недорогими та 
можуть прослужити довгий час у навколишньому середовищі, що робить їх 
відмінним вибором для поверхні сонячного відбиваючого концентратора.  
 
1.2.3 Когенераційні установки 
 
Когенерація застосовується в галузі електроенергетики і є 
технологічним процесом одночасного спільного виробництва електричної та 
теплової енергії. Основною передумовою розвитку когенерації є той факт, що 
в процесі виробництва електричної енергії є технічна можливість утилізувати 
(знімати) попутне тепло [10]. 
Нині цей процес є найбільш економічно доцільним способом 
виробництва енергоресурсів, що підвищує загальний ККД когенераційних 
установок до 90%. Когенерація в Україні та світі активно використовується в 
сучасних енергетичних системах, на міських теплоелектроцентралях (ТЕЦ), 
які є постачальниками ЕЕ і централізованого теплопостачання споживачів. 
32 
Когенераційні установки (когенератори) використовуються у галузі 
малої РГ (міні-ТЕЦ, міні-ТЕС) у локальних енергосистемах. Такий розвиток 
пояснюється цілою низкою факторів, головним з яких є близькість 
розміщення до споживача, незалежність від зовнішніх постачань 
енергоресурсів, підвищення надійності енергопостачання. У малій 
розподіленій енергетиці найбільшого поширення набули установки 
когенерації на базі газопоршневих двигунів та газотурбінних агрегатів. 
Принцип роботи когенераційних установок [10]. Залежно від принципу 
дії, виділяють кілька типів когенераційних станцій. Розглянемо когенератори 
на основі газопоршневих агрегатів. Пальне у вигляді газу надходить на 
газопоршневий двигун, у процесі спалювання якого утворюється механічна 
енергія, що передається через вал на генератор де перетворюється на 
електричну енергію. 
При роботі двигуна внутрішнього згоряння виділяється велика 
кількість теплоти, яку можна утилізувати за допомогою спеціального 
обладнання, а потім і використовувати. При цьому для отримання даної 
енергії не витрачається додаткова кількість палива – даний продукт є 
попутним під час технологічного процесу виробництва електричної енергії. 
Основні джерела попутного тепла під час роботи газопоршневої 
електростанції [10]: 
– тепло охолоджувальної води («сорочка» охолодження двигуна); 
– тепло відхідних газів (відпрацьовані вихлопні гази). 
Дані джерела можна використовувати для отримання теплової енергії 
(утилізації тепла), регулюючи тим самим температуру та обсяг отримання 
енергетичного ресурсу, а також обсяг встановленого допоміжного 
обладнання. 
Система утилізації тепла з когенераційних установок дозволяє 
отримувати попутну теплову енергію необхідних параметрів за допомогою 
теплообмінників та котлів-утилізаторів, за допомогою яких відводиться 
тепло від нагрітих частин та середовищ. Теплова енергія, що виробляється, 
33 
подається в існуючу систему теплопостачання підприємства (когенерація). У 
разі невикористання попутного тепла теплова енергія скидається в 
атмосферу. 
Термічний (тепловий) ККД установки знаходиться на одному рівні з 
електричним генераторним, забезпечуючи практично однакові вихідні 
параметри електричної та теплової потужності незалежно від того, 
розглядається когенераційна установка малої потужності, середньої або 
великої. 
Робота системи утилізації тепла газопоршневої установки організована 
кількома тепловими контурами. Укрупнену схему технологічного процесу 
роботи контурів газопоршневої установки номінальною електричною 
потужністю 2000 кВт для забезпечення утилізації тепла з теплообмінників і 
котлів-утилізаторів представлено на рисунку 1.5. 
 
 
 
Рис. 1.5. Принципова схема технологічного процесу утилізації тепла з 
газопоршневих агрегатів 
 
34 
Температура води на виході із системи утилізації тепла когенераційної 
установки складає 90 °С, на вхід вода надходить із температурою 70 °С. 50% 
тепла одержується за рахунок охолодження двигуна за допомогою 
теплообмінників етиленгліколь/вода, при цьому теплоносій нагрівається на 
10 °С (з 70°С до 80°С). Решта 50% тепла отримується за рахунок 
охолодження вихлопних газів на котлі-утилізаторі, причому теплоносій при 
цьому нагрівається ще на 10 °С (з 80 °С до 90 °С). Під час роботи 
газопоршневої електростанції виробництво ЕЕ є пріоритетним завданням. 
Виробництво теплової енергії (когенерація тепла) пропорційна ступеню 
завантаженості машини (кількості виробленої електроенергії).  
Управління когенераційними установками [10]. З метою управління та 
контролю за роботою газопоршневим когенераційним агрегатом 
встановлюються шафи керування, які монтуються у безпосередній близькості 
від самого агрегату. Місце розташування пристрою керування (комп'ютера, 
контролерів) може бути вибрано залежно від бажання замовника: як на 
агрегаті, так і на пульті управління. 
Система управління виконує певний набір основних функцій, 
необхідних для безпечної та ефективної експлуатації когенераційної 
установки: моніторинг усіх параметрів, управління основними системами, 
виконавчими механізмами, комутаційною та запірно-регулюючою 
апаратурою. 
Розширені функції системи управління пов'язані, у тому числі з 
роботою системи утилізації тепла, а саме: 
– утилізація тепла в контурі нагрівання: розширення запобіжного 
ланцюга для контролю контуру нагрівання та регулювання вхідної 
температури охолоджувальної рідини двигуна; 
– моніторинг температури вихлопних газів до та після каталізатора; 
– управління системою аварійного охолодження та байпасу вихлопних 
газів; 
35 
– управління контурами охолодження рідини та охолодження двигуна 
або системи аварійного охолодження. 
При роботі газопоршневої установки в режимі когенерації виробництво 
електричної енергії є пріоритетним завданням роботи установки. При 
перевищенні теплової потужності, що виробляється електростанцією над 
потужністю споживання, невикористана або зайва частина попутного тепла 
газопоршневих установок скидається в атмосферу. При зворотній ситуації, 
при дефіциті тепла, що утилізується з газопоршневої установки, коли 
необхідне електричне навантаження менше теплової, проблему нестачі тепла 
вирішують шляхом встановлення додаткових водогрівачів або парових 
котлів паралельно із системою утилізації тепла установки когенерації [10]. 
Режим когенерації є найбільш економічно доцільним способом 
виробництва енергоресурсів, який підвищує загальний ККД когенераційних 
установок понад 90%. 
Види когенерації [10]. Система утилізації тепла газопоршневих 
електростанцій дозволяє знімати попутне тепло від працюючого двигуна за 
допомогою теплообмінників та котлів-утилізаторів. Система дозволяє 
отримати теплову енергію необхідних параметрів: 
– гаряча вода, стандартний температурний графік 90/70°С 
(водогріваючі теплообмінники та котли-утилізатори). За потреби параметри 
можна підвищити за допомогою пікових казанів; 
– насичена пара стандартних параметрів (парові котли-утилізатори). За 
необхідності пар можна зробити перегрітим за допомогою пароперегрівачів. 
Найбільшого поширення набули водонагрівальні системи утилізації 
тепла когенераційних установок – це найпростіші та оптимальні рішення, 
засновані на використанні пластинчастих теплообмінників та котлів-
утилізаторів (КУ), що нагрівають воду. 
Однак розвиток технологій малої розподіленої генерації дозволив 
розробити та використовувати парові системи утилізації тепла у системах 
виробництва пари необхідних параметрів на базі парових котлів-утилізаторів 
36 
(КУ) за рахунок утилізації високопотенційного тепла димових газів, що 
відходять від когенератора. Також можна організувати системи утилізації 
змішаного типу, коли за допомогою набору певного обладнання можна 
отримати гарячу воду стандартних параметрів так і насичену пару. В даному 
випадку оптимально використовувати газопоршневі установки підвищеної 
потужності або використовувати кілька когенераторів з різним набором 
знімного обладнання. Рішення щодо використання парової системи утилізації 
тепла на газопоршневих установках наведено на рисунку 1.6. 
 
 
Рис. 1.6. Структурна схема технологічного процесу отримання пари зі 
здвоєних когенераційних установок 
 
Крім режиму когенерації з одночасним виробництвом двох 
енергоресурсів на газопоршневій установці можна за допомогою спеціально 
встановленого обладнання організувати режим тригенерації (рис. 1.7) – 
одночасного  виробництва трьох енергоресурсів – електроенергії, тепла та 
холоду [10]. 
Для мети тригенерації використовуються абсорбційні бромисто-літієві 
холодильні установки, які призначені для відбору та видалення 
надлишкового тепла від теплових агрегатів та підтримання заданого 
оптимального температурного та теплового режимів. Як абсорбент у яких 
використовуються різні розчини. Частина тепла, що утилізується від 
когенераційних установок, подається до абсорбційні бромисто-літієві 
37 
холодильні установки для генерації холоду. Холод може використовуватися 
як для охолодження води, так і в системах кондиціювання або на 
технологічні потреби підприємств. 
 
 
Рис. 1.7. Структурна схема режиму тригенерації 
 
Когенераційні станції працюють на різних видах пального 
газоподібного палива. Найбільш поширеним та ефективним видом палива є 
природний газ. Інші можливі види газоподібного палива: сланцевий газ; 
біогаз; нафтовий газ; шахтний газ; очисний газ; рудничний газ; коксувальний 
газ; рідкий газ (пропан) тощо [10]. 
При використанні альтернативних видів газоподібного палива 
необхідний попередній аналіз газу та перевірка складу та параметрів газу на 
відповідність вимогам заводу-виробника. 
Проекти когенерації (тригенерації) мають цілу низку переваг. Основні 
їх такі: 
– одночасне виробництво кількох корисних енергетичних ресурсів 
електрична енергія, тепло, холод при спалюванні одного і того ж 
обсягу палива; 
38 
– максимальна загальна ефективність установки (до 90%); 
– низький рівень собівартості виробництва електроенергії в режимі 
когенерації (тригенерації); 
– оптимальна вартість когенераційних установок; 
– широкі межі номінальних потужностей когенераційної установки; 
– тривалі міжсервісні інтервали та максимальне напрацювання до 
капітального ремонту серед установок свого класу; 
– компактність, можливість блочно-модульного виконання; 
– екологічність та безпека, що відповідають європейським нормам; 
– оптимальні витрати на сервісне обслуговування та експлуатацію; 
– швидка окупність проектів. 
Основний економічний ефект при використанні когенераційної 
установки полягає в отриманні попутних умовно-безплатних енергетичних 
ресурсів (тепло, холод) без додаткових витрат на паливо. Цей ефект 
призводить до помітного зниження собівартості виробництва електроенергії 
по відношенню до режиму моногенерації (тільки виробництво ЕЕ), коли всі 
витрати розподіляються лише на один ресурс. В результаті когенерації 
споживач отримує всі ресурси, що виробляються значно дешевше ніж від 
централізованих мереж. 
Також значним позитивним критерієм когенерації є розміщення 
генеруючого об'єкта у безпосередній близькості від споживача – це знижує 
втрати при передачі енергоресурсів та виключає наявність транспортної 
складової у вартості енергетичних ресурсів. 
У зв'язку з цим проекти реалізації газопоршневих когенераційних 
електростанцій зараз мають досить привабливий термін окупності для 
підприємства-споживача – до 5 років. При цьому терміни реалізації таких 
проектів укладаються, як правило за один календарний рік, що робить 
проекти установок когенерації (тригенерації) як доступним так вигідним і 
логічним кроком. 
 
39 
1.3 Опис електричних режимів електроенергетичної системи 
 
Режимом називається стан системи, що характеризується показниками, 
які кількісно визначають її роботу, які називають параметрами режиму. До 
них відносяться значення потужності, напруги, струму, кутів зсуву векторів 
ЕРС, напруги, струмів, частоти тощо. Параметри режиму пов'язані 
співвідношеннями, в які входять у параметри системи [18]. 
Параметри системи – це показники, які кількісно визначають фізичні 
властивості системи як деякого матеріального об’єкта, що залежать від схеми 
з'єднань її елементів та прийнятих припущень. До параметрів системи 
відносяться значення повних, активних і реактивних опорів, провідностей 
елементів, власних і взаємних опорів, коефіцієнтів трансформації, постійних 
часу, коефіцієнтів підсилення тощо. 
Режими електричної системи поділяються на дві великі групи [18]: 
встановлені та перехідні режими, які іноді називаються невстановленими або 
нестаціонарними. 
Усередині цих груп розрізняють такі види режимів: 
– нормальні установлені – тривалі режими, стосовно яких під час 
проектування електричної системи визначаються її основні техніко-
економічні характеристики; 
– нормальні перехідні – режими, під час яких система переходить від 
одного робочого стану до іншого; 
– аварійні - перехідні режими, що встановилися і для яких визначаються 
технічні характеристики пристроїв, призначених для ліквідації аварії, і 
з'ясовуються умови подальшої роботи системи; 
– післяаварійні встановлені режими, які в загальному випадку 
характеризуються зміною нормальної схеми системи, наприклад 
відключенням будь-якого елемента або ряду елементів. У 
післяаварійному режимі система може працювати з дещо погіршеними 
40 
техніко-економічними характеристиками, порівняно з 
характеристиками нормального режиму. 
У будь-яких режимах реальної електричної системи, в тому числі і у 
встановленому, параметри режиму не постійні, вони безперервно 
змінюються – відхиляються від деякого середнього значення але ці 
відхилення в режимі настільки малі, що режим може практично оцінюватися 
як встановлений; у перехідних режимах відхилення суттєві. 
Перехідний режим у системі може мати місце і в нормальних умовах, 
наприклад, при здійснені нормальних включень або відключень окремих 
елементів системи і щодо швидких змін режиму роботи окремих елементів. 
При правильних операціях перехідний режим в нормальних умовах 
швидко закінчується переходом до нормального режиму роботи системи. 
При неправильних операціях (помилкове несинхронне включення, 
включення на заземлену лінію) перехідний режим виявляється аварійним. 
Перехідний режим системи в аварійних умовах має місце при коротких 
замиканнях в електричній мережі та пошкодженнях тепломеханічного 
обладнання, а також при порушеннях статичної стійкості, спричинених 
неправильним вводом режиму (перевантаження лінії електропередачі, 
необґрунтоване відключення будь-яких елементів мережі або автоматичних 
регуляторів збудження). Цей режим має бути дуже короткочасним. Швидка 
ліквідація аварійного режиму не тільки забезпечує безпеку обладнання та 
запобігає розвитку аварії, а й підвищує надійність електропостачання. 
споживачів, а також зменшує тривалість відхилення основних параметрів 
режиму у вузлових точках системи від потрібних значень [18]. 
Наслідки перехідного аварійного режиму залежить від характеру його 
протікання. При короткочасності цього режиму не так істотно зміна 
параметрів режиму в вузлових точках системи в період самого перехідного 
режиму, як важливо отримання потрібних величин параметрів того режиму, 
до якого система переходить після аварії, а також отримання достатньої 
величини запасу надійності цього режиму, хоча б зниженою проти 
41 
величиною запасу надійності нормального режиму. Якщо параметри цього 
режиму, зокрема, параметри у всіх вузлових точках лежать у зоні 
допустимих відхилень і крім того є достатній запас надійності, такий 
післяаварійний режим характеризує вдалий результат аварії. 
 
1.3.1 Вимоги до режимів енергетичної системи 
 
Після нормального перехідного або аварійного режиму, що 
закінчується нормально, система повертається до встановленого режиму, 
вихідного або практично близького до нього. Режими електричних систем, як 
встановлені так і перехідні, повинні відповідати певним вимогам, які слід 
пам'ятати та враховувати під час проведення розрахунків [18]. 
При розрахунках та здійсненні режимів електричних систем потрібно 
враховувати, що вони мають відповідати певним вимогам, які мають 
загальнофізичний характер. Частина вимог однаково обов'язкова всім 
системам, а частина випливає з конкретного призначення аналізованих 
систем і встановлюється з урахуванням практичних міркувань, що 
фіксуються зазвичай у нормативах. З загальнофізичних міркувань 
насамперед випливає вимога існування режимів. Ця можливість для 
найпростіших систем легко виявляється на основі елементарних фізичних 
уявлень; для складних систем такі властивості часто виявляються 
прихованими та виявити їх можна лише складними математичними 
залежностями та моделями. Необхідною умовою існування режимів є також 
їхня стійкість. Крім того, у будь-якому режимі системи мають бути 
забезпечені вимоги нормативного характеру, до найголовніших з яких можна 
віднести [18]: 
– задовільна якість електропостачання енергією споживачі; 
– достатня надійність електропостачання споживачів. Споживачі повинні 
отримувати енергію без перерв і зниження її якості; 
42 
– високу економічність постачання споживачів енергією при задовільній 
її якості, достатньої надійності, можливо менших витратах коштів на її 
виробництво, передачу та розподіл. 
Останнім часом питання надійності режимів та безперебійності 
енергопостачання розглядають із економічної точки зору. Виходячи з 
інтересів народного господарства, важливим питанням є забезпечення не 
будь-якого довільно обраного рівня надійності та безперебійності 
енергопостачання або максимально можливого, а оптимальний за 
комплексною економічністю для всього народного господарства. 
Підвищення надійності енергетичної системи пов'язане з певними витратами, 
причому, чим вищий рівень надійності забезпечується, тим вищі витрати. 
Тому підвищення рівня надійності може виявитися економічно недоцільним, 
якщо можлива шкода від того, що рівень надійності не максимальний не 
перекриває вартості необхідних для такого підвищення витрат. До цього 
можна віднести ще така обставина, наприклад, чим тяжка аварія, тим, як 
правило, менша її ймовірність і, отже, тим менша можлива шкода від її 
виникнення за досить довгий період часу. Тому захист енергетичної системи 
від важких наслідків дуже рідкісних аварій за допомогою дорогих заходів не 
завжди може бути економічно вигідним. При визначенні належного рівня 
надійності та безперебійності енергопостачання в даний час необхідно 
використовувати статистичні матеріали та методи теорії ймовірностей для 
того, щоб вибрати рівень надійності не надто високим, що потребувало б 
недоцільно великих витрат та не надто малим, що призвело б до недоцільно 
великої шкоди при аваріях, а економічно оптимальним для народного 
господарства [18]. 
Поряд із основними загальними вимогами до режиму роботи системи 
можуть бути пред'явлені і додаткові вимоги, що мають у деяких випадках 
важливе значення. Такими є: 
– форсоване спалювання деяких видів палива, особливо низькосортного, 
або навпаки, максимальна економія інших видів палива. В основному 
43 
ці вимоги носять тимчасовий характер і виникають у зв'язку з 
паливною кон'юнктурою; 
– регулювання навантаження гідростанцій за режимом, що забезпечує 
умови навігації чи водопостачання міст. 
Виходячи із аналізу матеріалу у даному пункті роботи, слід відмітити, 
що на теперішній час розвивається нова тенденція – вважати найважливішою 
і основною вимогою до режиму роботи енергосистеми це повне задоволення 
попиту, найбільша економічність режиму з врахуванням встановленого 
оптимального рівня надійності та якості енергії [18]. 
Однак, маючи на увазі, що вибір оптимальних рівнів надійності та 
якості енергії в даний час не пов'язаний безпосередньо з оперативним 
управлінням режимами, таким чином можна сформулювати такі чотири 
основні вимоги до режиму енергетичної системи: 
– повне задоволення попиту на потужність та електроенергію в 
нормальних умовах; 
– мінімум питомої вартості переданої енергії; 
– економічно оптимальне регулювання якості енергії; 
– економічно оптимальний рівень надійності та безперебійності 
енергопостачання споживачів [9]. 
Здійснення основних вимог до режиму роботи енергетичної системи 
може мати певні труднощі, які пов'язані із суперечливістю окремих вимог. 
Так, наприклад, здійснення вимоги щодо економічності режиму може 
суперечити здійсненню вимоги оптимального рівня надійності. Вимога до 
економічності режиму може бути суперечливою із вимогою підтримки 
належної якості енергії. Тому важливо корегувати деякі основні положення, 
що дозволять легко координувати втілення всіх зазначених вимог. Ці 
положення можуть бути сформульовані таким чином: 
− вимоги щодо надійності та якості енергії легко координуються, 
оскільки підтримання належної якості енергії, як правило, не знижує 
надійності роботи енергосистеми як у нормальному, так і в аварійному 
44 
режимах. Навпаки, зниження якості енергії здебільшого знижує 
надійність роботи системи. 
− найбільша економічність роботи енергетичної системи повинна 
здійснюватися не за рахунок зниження рівня надійності та якості 
енергії проти оптимального значення за рахунок зменшення витрат. 
 
1.3.2 Виникнення аварійних режимів та їх класифікація 
 
Виникнення порушень, тобто поява непередбачуваного 
(ненормального) режиму роботи енергетичної системи в цілому або її 
частини може статися в результаті: 
– пошкодження основного або допоміжного обладнання: вимикачів, 
генераторів, двигунів, трансформаторів, ліній електропередачі тощо; 
– пошкодження та неправильної дії комутуючих або автоматичних 
пристроїв: пристроїв релейного захисту, автоматики, апаратури вторинної 
комутації тощо; 
– пошкодження та неправильної дії пристроїв вимірювань (місцевого та 
телевимірювань), що подають недостовірну інформацію, чим викликана 
неправильна дія персоналу; 
– помилок персоналу (оперативного, ремонтного, налагоджувальних та 
монтажних організацій, експлуатаційних служб); 
– зовнішніх причин (гроза, стихійні явища у вигляді ожеледі, вітру, 
замикання фаз птахами та тваринами тощо); 
– помилок керівного персоналу (неправильний розподіл навантажень, 
непродумане виведення обладнання в ремонт, неврахування зростання 
споживання тощо). 
Експлуатація повинна бути організована так, щоб при виникненні 
порушення в роботі, електропостачання споживачів не переривалося або така 
перерва за часом була б мінімальною і не призводила б до суттєвих збитків 
45 
[19]. Повністю виключити вплив наслідків різних порушень в роботі 
електропостачання споживачів практично важко. Це завдання є економічним 
і залежить від того, наскільки вартість витрат на заходи для досягнення 
підвищеної надійності роботи при тому чи іншому випадку порушення 
нормального режиму окупається вигодою від зменшення шкоди цього 
порушення. Потік подій, що визначають виникнення порушення є 
випадковим, а ймовірна кількість порушень з тим чи іншим ступенем 
достовірності може бути визначена, використовуючи статистичні дані, а 
також теорію ймовірностей та методи математичного аналізу і моделювання. 
Аварійність в енергетичних системах у багатьох випадках відбувається 
через недостатню дисципліну оперативного персоналу, погане знання роботи 
обладнання недосвідченості кадрів, погану профілактику, несвоєчасне 
виконання протиаварійних заходів та тренувань, включення обладнання в 
експлуатацію з недоробками, недотримання правил технічної експлуатації 
електричних станції та мереж [19]. Зазначене вимагає від диспетчерського 
персоналу виключно чіткої роботи як у веденні нормального режиму 
енергетичної системи, і особливо щодо запобігання виникненню порушення і 
ліквідації його наслідків [19]. 
Залежно від наслідків для роботи споживачів та обладнання порушення 
може розглядатися як аварія або як інші порушення. Наприклад, відключення 
лінії електропередачі за відсутності у споживачів резервного живлення 
викличе знеструмлення та недовідпуск електричної енергії. Залежно від 
величини цього недовідпуску таке порушення розцінюється як аварія чи брак 
у роботі. З прикладу випливає, що хоча віднесення порушення до категорій 
аварії чи браку є умовним, самі ці категорії характеризують той чи інший 
ступінь збитків, які завдають порушення електропостачання народному 
господарству. 
 
 
 
46 
1.4 Висновки до розділу 1 
 
1. Існуючі у світовій енергетиці напрями розвитку потужних джерел 
генерації та їх поєднання з малою розподіленою генерацією енергії властиві і 
для України. Великою мірою цьому сприяє активна автоматизація систем 
енергетики. У комбінації потужні джерела та об'єкти малої генерації 
формують сучасну парадигму розвитку енергетики. 
2. Для результативного використання технологій малої енергетики 
необхідно вивчити види допустимих інтегрованих систем, що поєднують 
низку технологій малої енергетики групи єдиного генеруючого комплексу, 
розташованого під єдиним управлінням. 
3. Введення локальних джерел живлення та об'єктів малої генерації 
зв'язане з деякими технічними результатами, пов'язаними із регулюванням їх 
параметрів та зміною режимів електропостачання, організації захисту та 
управління. 
4. Розподілена генерація в ОЕС розвивається головним чином двома 
шляхами. Мала генерація на основі вуглеводневих електроустановок служить 
в основному власною генерацією споживачів теплової та електричної енергії, 
що працює у складі споживчих енергосистем. Мала генерація на основі ВДЕ 
прогресує в результаті державної політики підтримки відновлюваних джерел 
енергії, появи відповідних виробників електроустановок на основі ВДЕ та 
поступового їх здешевлення. 
 
 
 
 
 
 
 
 
47 
РОЗДІЛ 2 
ВПЛИВ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА СИСТЕМИ 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ОБ'ЄКТІВ 
 
Впровадження малої генерації (МГ) на стороні споживача спричиняє 
значному техніко-економічному ефекту, що призводить до тенденції 
застосування даних технологій та необхідності енергозабезпечення 
функціонування системи енергопостачання шляхом виконання технологічних 
та технічних дій [1, 3]. 
Промислові результати приєднання пов'язані як з прямим додаванням 
допоміжного джерела активної та реактивної потужності, так і з режимом 
роботи та топологією реорганізованої концепції електропостачання [3]. 
Розглядаючи паралельний режим роботи МГ з центральними 
електричними мережами, приймаються на розсуд як «зовнішні» аспекти 
впровадження, пов'язані з різними параметрами системи зовнішнього 
електропостачання та роботою ОСР так і «внутрішні» аспекти, пов'язані з 
параметрами та властивостями систем внутрішнього електропостачання та 
споживачів. Різниця в точках зору розглядається в умовах та завданнях, що 
ставляться перед проектувальником розподілених систем та мереж, так і в 
оцінці параметрів їх функціонування. У цьому необхідні різні комплексні 
варіанти та методи розглядання ефектів застосування. 
 
2.1 Вплив на параметри режимів електропостачання 
2.1.1. Вплив на величину втрат електроенергії 
 
Переважно основа застосування МГ з погляду енергосистеми, 
вважається зменшення втрат електроенергії під час її передачі. 
48 
Мінімізація втрат досягається в результаті розташування джерел 
активної та реактивної енергії поблизу кінцевих споживачів, тим самим 
досягається зменшення перетікань потужності на усій лінії електропередачі 
від централізованих генеруючих станцій. Як правило, генератори на 
електростанціях працюють в індуктивному режимі та мають коефіцієнт 
потужності 0,85-1,0, але використання синхронних генераторів з інверторами 
генерують реактивну енергію ємнісного характеру. У випадку вибору 
розміщення об’єкта МГ зменшення втрат електроенергії у системі схожий з 
принципами розміщення пристроїв компенсації реактивної потужності. 
Для зменшення втрат лінії фідера застосовують підключення 
розподіленого генератора в споживача, що дає позитивний ефект з огляду 
втрат. Однак, потрібна велика пропускна здатність (наприклад, 
характеристики нагрівання) при значній потужності підключеного джерела 
малої генерації утворюються зворотні перетікання потужності від об’єкта 
МГ. Імовірність появи таких випадків описана в [11]: при збільшенні 
потужності МГ загального навантаження мережі вдвічі, втрати в 
розподільчій мережі також будуть більшими. 
Так як розташування МГ залежить від споживачів, в мережах 
енергосистеми буде спостерігатися зменшення втрат, з іншої сторони місцеві 
незначні підвищення перетоків потужності, здатні спричинити небажані 
перевантаження мережевого електроустаткування. В результаті програмного 
аналізу перетікань потужності навантажень досягаються типорозміри та 
приймаються розташування МГ. 
Проектуючи нові розподілені системи та вдосконалення існуючих, 
електрообладнання розраховується на передачу повної потужності 
навантаження споживачів, не враховуючи розміщення об'єктів малої 
генерації та розподілених енергетичних ресурсів. Подібне рішення 
обумовлюється необхідністю забезпечення надійного електропостачання 
об'єктів системи у момент відключення розподілених енергоблоків. При 
«нормальній» паралельній роботі МГ із централізованою системою 
49 
електропостачання, коефіцієнт завантаження ліній електропередачі стає 
значно нижчим за розрахунковий. Таким чином, втрати потужності 
безпосередньо залежать від повного опору лінії, а таке надмірне 
проектування сприятиме зменшенню втрат. 
Під час розгляду підключення МГ зі сторони споживача, ефект 
зниження втрат під час передачі електроенергії залишається дуже істотним. 
Основна частина споживачів невеликої потужності, які бажають запровадити 
МГ як засіб підвищення надійності та забезпечення енергонезалежності не 
мають у своїй наявності протяжних та розгалужених розподільчих мереж. 
Підключення МГ для такого роду споживачів здійснюється в основному на 
вводах розподільчого пункту, тобто гранично близько до межі балансової 
належності. Отже, для споживачів у мережах така зміна величини незначна і 
визначається інтегральною зміною профілю напруги у точці підключення 
балансу потужності. Тим не менш, для середніх і великих споживачів, що 
володіють власними розподільчими мережами, включаючи середню і високу 
напругу, при підключенні МГ до шин локальних розподільчих пунктів 
системи, ефект може бути значним. Виходячи із вищесказаного випливає, що 
вирішальним фактором при оцінці впливу МГ на втрати електроенергії 
мережі є топологія систем внутрішнього електропостачання споживачів, а 
також показники цієї топології мають бути прив'язані до оцінки ефекту зміни 
втрат [3,4]. 
 
2.1.2 Вплив на характеристики напруги та її регулювання 
 
Підключення МГ впливає на характеристики напруги в системі 
електропостачання за рахунок деяких причин, які пов'язані безпосередньо з 
самими енергоблоками та з відмінними рисами їхньої паралельної роботи з 
системою, координацією та синхронізацією параметрів. 
50 
Паралельна робота енергоблоків, що входять в систему 
електропостачання це напрям перетоків потужності як у бік енергосистеми, 
так і в бік навантаження. Регулювання напруги при односпрямованому 
потоці виконується деякими способами: регульованим перемиканням 
відпайок трансформаторів (під навантаженням або без збудження) та 
автотрансформаторів; за участю лінійних регуляторів та вольтододаткових 
трансформаторів; регулювання параметрів системи електропостачання; 
регулюванням величини реактивної потужності системи. Забезпечення 
працездатності енергоблоків МГ можливе у двох режимах: регулювання 
напруги та «дотримання» напруги. У першому випадку регулювання означає 
активну підтримку вихідного рівня напруги в контрольованій точці. Режим 
«дотримання» означає пасивне регулювання за рахунок зміни балансу 
потужностей у системі електропостачання. 
З вищесказаного встановлено, що використання МГ на стороні 
споживача знижує навантаження на фідерах і сприяє зменшенню втрат 
потужності і напруги, що у результаті призводить до очікуваного 
позитивного ефекту за підтримки та регулюванні необхідних рівнів. Тому, 
при підключенні до фідерів розподіленого енергоблока із встановленими 
силовими та вольтододатковими трансформаторами, обладнаних 
автоматичним регулюванням під навантаженням (РПН), напруга на шинах 
електроустаткування може знижуватися за рахунок не зовсім коректної 
роботи системи керування. Це явище виникає при пікових режимах роботи, в 
результаті яких зниження чутливості системи управління при «видимому» 
зменшенні навантаження на фідері в результаті підключення розподіленого 
генератора поблизу споживача. Показовим критерієм ймовірного виникнення 
цієї проблеми вважається перевищення на 10% потужності генератора над 
потужністю, що проходить через мережевий регулятор, відповідно ближче 
розташування МГ до регулятора ніж до навантаження. Відомо декілька 
способів вирішення цієї проблеми: впровадження додаткових пристроїв 
регулювання, що «компенсують» даний ефект або зміна діапазону уставок та 
51 
регулювання лінійного регулятора, підключення малої генерації вище 
регульованих трансформаторів за рівнем [3]. 
Разом з цим, встановлення розподілених енергоблоків в наявні 
призводить до тривалих перенапруг в результаті зміни зворотних перетікань 
потужності та балансу потужностей. Наприклад, джерело живлення МГ, який 
підключений до силового трансформатора, що живить певне навантаження, 
здатний підняти напругу на вторинній стороні, що створить перенапругу 
електроприймачів. Це виникає у тому випадку, якщо силовий трансформатор 
підключений до мережі в точці з рівнем напруги понад фіксованого 
нормативного значення. Підключаючи додаткове джерело та знижуючи 
втрати, при відсутній компенсації модифікації параметрів існуючої системи 
електропостачання, здійснюється зміна балансу реактивної потужності, 
внаслідок чого в умовах і для поточних параметрів мережі рівень напруги 
буде збільшуватися. Установка джерела живлення МГ також 
супроводжується появою зворотного перетікання потужності і, певною 
мірою, підвищенням рівня напруги [11]. 
У переважну частину малопотужних енергоблоків МГ входять 
електроустановки, що підключаються до мережі за допомогою інверторів, які 
забезпечують регулювання параметрів МГ у контрольованій точці. 
Наприклад, до таких енергоблоків належать мікротурбінні установки, 
генератори на ВДЕ, сонячні електростанції. Розрізняють три стратегії 
інверторного регулювання. Основна частина інверторних установок є 
джерелами струму системи, що працюють при коефіцієнті потужності, що 
дорівнює одиниці. При використанні інверторів напруги існує два варіанти. 
Перший це, електроустановка може виробляти реактивну потужність, 
обмежену підтримкою певного коефіцієнта потужності і граничного 
значення повної потужності, що виробляється. У другому випадку повинен 
забезпечуватися допустимий рівень напруги на виході МГ. У цьому випадку 
можливості регулювання у системі обмежені найбільшою виробленою 
реактивною потужністю. Тим не менш, максимальні значення напруги 
52 
можуть збільшитися незалежно від навантаження регулювання параметрів 
енергоблоків, так само може спостерігатися невідповідність локальних 
коливань навантаження та генерації. 
Асинхронні генератори (АГ) знаходять широке застосування в 
технологіях МГ (газопоршневі установки, мікротурбіни, міні-ГЕС) через 
дешевизну і простоту, втім, мають ряд недоліків, що впливають на параметри 
напруги в розподільчих системах та мережах електропостачання. Головним 
недоліком є споживання реактивної потужності, що призводить до 
необхідності додаткового застосування пристроїв компенсації з гнучким 
регулюванням, особливо для постачання споживачів зі змінним графіком 
навантаження мережі. Використання АГ призводить до зменшення 
можливостей регулювання напруги як засобами системи електропостачання 
так і власними системами (що актуально для непромислових споживачів). 
Таким чином, розподілені системи електропостачання з достатньою 
кількістю малопотужних генераторів, важливою особливістю яких є 
допустимість частих включень та відключень споживчих установок МГ, що 
працюють без власних пристроїв регулювання та з постійним коефіцієнтом 
потужності. В обсягах розподіленої системи електропостачання, 
непередбачений режим роботи та неузгодженість більшості експлуатованих 
розосереджених енергоблоків, приєднаних до загальної системи, призводить 
до постійної зміни параметрів системи та навантажень найближчих 
споживачів у її складі та, як наслідок, необхідності адаптивного регулювання 
рівня напруги у мережі. Для діючих систем, можливий перегляд принципів і 
способів регулювання. 
Виходячи з цього, вибір технології джерел живлення МГ значно 
впливає на параметри рівня напруги в системі, також це викликає 
необхідність перегляду методик, корекції уставок, рівнів регулювання 
напруги та затвердження автоматичних систем управління та захисту, зміна 
компенсації реактивної потужності. 
 
53 
2.1.3 Вплив на параметри якості електроенергії 
 
1) Несинусоїдність напруги. Разом з електроустаткуванням споживачів, 
МГ є джерелом вищих гармонійних складових кривої напруги. Вищі 
гармоніки виробляються у самому генераторі чи силовому 
електрообладнанні: випрямлячах, інверторах [20]. 
Інвертори застосовуються для підключення багатьох МГ, що 
ґрунтуються на об'єктах малої генерації, ВДЕ. Вклад інверторів у 
гармонійний склад частково зумовлений напівпровідниковими керованими 
вентилями, що надають у мережу високий рівень вищих гармонік. У даний 
період, вирішенням проблеми є використання інверторів, побудованих на 
базі IGBT-транзисторів, які застосовують широтно-імпульсну модуляцію для 
побудови «чистої» синусоїдальної кривої. 
Обертові генератори являється одним із джерел вищих гармонік; їхня 
можливість виробляти гармоніки залежить від кількох факторів: типу 
обмоток (кроку обмотки), заземлення, нелінійності магнітопроводу (осердя) 
та інших факторів, що впливають на поширення гармонік. 
Розглядаючи різні типи обмоток генераторів, зазначається, що 
оптимальною конфігурацією з кроком 2/3, що представляється найменшим 
виробником третьої гармоніки, яка досить часто переважає у гармонійному 
складі. Однак, обмотки з кроком 2/3 мають менший повний опір і можуть 
бути підставою більшого гармонійного струму, що протікає через інші 
джерела, які працюють паралельно. Виходячи з цього, заземлюючі установки 
підвищуючих трансформаторів і генераторів мають головне значення в 
обмеженні поширення гармонік по фідеру. Системи заземлення обираються з 
метою зниження частини третьої гармоніки у системі електропостачання. Це 
призводить до її виділення лише за МГ. Для даної задачі на практиці 
використовується з'єднання обмоток трансформаторів у трикутник Δ, для 
варіантів безтрансформаторного підключення мГ до мережі використання 
роздільних трансформаторів з обмотками Y/D. 
54 
Зазвичай, вплив МГ на гармонійний склад не такий поширений у 
порівнянні з іншими проблемами елементів. Тим не менш, виникає ряд 
проблем, що відносяться до резонансу з батареями конденсаторів або з 
взаємодією з електроустаткуванням, яке чутливе до гармонік. У найгіршому 
випадку МГ доведеться вивести з роботи внаслідок перегрівання 
електроустаткування струмами вищих гармонік. 
Відповідно до стандарту IEEE 519-2014, а також стандарту 
підключення МГ IEEE 1547 до розподілених генераторів застосовуються 
відповідні вимоги (таблиця 2.1). 
 
Таблиця 2.1 
Основні вимоги до гармонійного складу вихідного струму генераторів 
№ гармоніки, h Допустиме значення по відношенню до 
першої (для непарних гармонік), % 
h<11 4 
11<h<17 2 
17<h<23 1,5 
23<h<35 0,6 
h>35 0,3 
Сумарний рівень 5 
гармонійного спотворення 
 
Границі гармонійного спотворення кривої напруги становлять близько 
6% для сумарної несинусоїдності та 3% для будь-якої окремої гармоніки. 
2) Відхилення та коливання напруги. Основним фактором виникнення 
коливань рівня напруги при впровадженні МГ вважаються джерела живлення 
з переривчастими характеристиками, до яких відносяться ВДЕ та генеруюючі 
фотоелектричні установки. Коливання рівня напруги у розподілених 
системах електропостачання також є результатом миттєвих падінь та 
підйомів навантаження [20]. 
55 
Провали рівня напруги під час роботи МГ спостерігаються через 
непостійність графіка виробленої потужності енергоблоків з ВЕС, і у разі 
застосування електроустановок з асинхронними двигунами, які споживають 
істотну реактивну потужність під час запуску. Виходячи зі сказаного вище, 
вирішенням цієї проблеми вважається підключення статичних компенсаторів 
з гнучким регулюванням. Ще однією основою провалів є робота системної 
автоматики (АПВ, АВР) при перемиканнях між розподіленим та 
централізованим електропостачанням системи. 
Питання коливань рівня напруги може бути вирішене за допомогою 
збільшення потужності енергоблоків, управлінням виробництва активної та 
реактивної потужності та активним регулюванням напруги, до того ж 
використанням накопичувачів енергії для ВДЕ, які згладжують збурюючи дії 
в енергосистемі. Іншим варіантом рішення, запропонованим в [20], служить 
будівництво гібридних енергоблоків МГ, що поєднуються з накопичувачами 
ЕЕ, електроустановки з відновлюваними та невідновлюваними джерелами 
енергії. Також необхідно розглядати використання загальної системи 
регулювання, використання загального перетворювача, що допускає 
гарантування високої якості електроенергії. Можливе також використання 
екстенсивних методів, до яких належить збільшення пропускної 
спроможності розподільчих мереж, а саме - за рахунок заміни проводів з 
метою зменшення втрат у мережі, а також виділення МГ на окрему лінію для 
живлення певного споживача. 
3) Несиметрія напруги. Основна частина малопотужних однофазних 
генераторів, заснованих переважно на технологіях ВДЕ (фотоелектричних та 
вітрових), у розподілених мережах стає причиною несиметрії рівня напруги. 
Особливо ця ситуація актуальна для віддалених районів у пріоритеті 
приватних домогосподарств, цивільних споживачів. 
 
 
 
56 
2.2 Вплив на роботу систем захисту та автоматики та координацію 
пристроїв 
2.2.1 Організація підключення об’єктів малої генерації у точці 
загального приєднання 
 
Результат позитивного ефекту покращення якості та надійності 
системи електропостачання при впровадженні МГ допустимо лише за 
відповідної організації та узгодження дії захисних пристроїв у місці 
загального приєднання зі сторони мережі та енергоблоку. Згідно ПУЕ, захист 
приєднання повинен брати до уваги обидві сторони при забезпеченні 
виконання умов енергосистеми. 
Захист приєднання МГ залежить від типу та розмірів енергоблоку, а 
також його схеми приєднання до системи та підключення трансформатора 
зв'язку [21]. 
Характеристики та схеми з'єднання енергоблоків малої генерації та 
трансформаторів зв'язку узгоджуються із зовнішньою енергосистемою. 
Невиконання умов призводить до появи перенапруг, що призводять до 
виходу з ладу системного обладнання та електроприймачів споживачів. З 
основного боку (первинної) системи тип трансформатора, що вводиться, 
обумовлює значний вплив на характеристики заземлення в енергосистемі, що 
являє собою заземлене джерело. Через це необхідно, щоб трансформатор мав 
заземлюючий контур, від обмотки низької напруги до обмотки високої 
напруги. 
Зазвичай конкретної схеми з'єднання обмоток трансформатора для 
підключення МГ немає, підбір визначається проектувальником та умовами 
електрогосподарства. Як правило, в низьковольтних мережах 
використовують схеми (МГ/СЕП) Δ/Yo, Yo/Yo; в мережах 6-20 кВ в 
основному застосовується з'єднання обмоток Δ, тому найбільш поширеними 
вважаються схеми Yo/Δ, Δ /Δ [21]. 
57 
 
Рис. 2.1. Схема приєднання МГ через трансформатор 
 
Схема з'єднання обмоток трансформатора зв'язку впливає на підбір 
моделі реалізації схеми захисту від автономізації МГ, що гарантується 
необхідністю ліквідації підживлення КЗ струмами прямої та нульової 
послідовностей [21]. У таблиці 2.2 представлені переваги та недоліки схем 
з'єднання трансформаторів зв'язку МГ. 
 
Таблиця 2.2 
Переваги та недоліки схем з'єднання трансформаторів зв'язку МГ 
Схема 
з'єднання Вторинна (РГ) 
 Первинна 
Yo ∆ 
(СЕП) 
Відсутність підживлення КЗ 
від струмів нульової 
Не виникає 
Переваги перенапруги при послідовності (через землю) 
КЗ на землю у К1 від СЕП. Не виникає 
Yo перенапруги при КЗ на землю 
у К1. 
Спрацювання Виникнення небажаних струмів 
Недоліки захисту В1 на нульової послідовності (через 
боці ЕС при КЗ землю) при КЗ К1 і К2 
Не виникає підживлення струму замикання землю 
Переваги для замикань К1 і К2. Відсутність підживлення при КЗ 
∆, Y від струмів нульової послідовності від ЕС. 
Недоліки Перенапруги на шинах споживачів при автономізації 
РГ внаслідок к/з на землю. 
58 
Для безпечної роботи система захисту базується на наступних 
принципах [21]: 
– задоволення вимог паралельної роботи МГ та системи, синхронізацію 
при включенні та гарантування відключення МГ; 
– захист енергосистеми від струмів КЗ та перехідних перенапругах, що 
створюються МГ при аварійних режимах у СЕП; 
– запобігання МГ від ймовірних загроз при непрацездатності в 
енергосистемі, таких як автоматичне повторне включення, які можуть 
викликати пошкодження в залежності від типів генераторів малої генерації; 
– забезпечення допустимих характеристик системи електропостачання 
та балансів потужностей у точці приєднання. 
Захист генераторів МГ в основному розташовується у самих 
електроустановках; стандартним функціоналом таких приладів є 
встановлення пристроїв захисту від короткого замикання та аварійних умов 
роботи безпосередньо самого генератора (зворотний напрямок потужності, 
перезбудження генератора, несиметрія струмів). 
Налаштування релейного захисту і автоматики міжсистемного 
з'єднання в малій генерації, як правило, зобов'язане включати відповідні 
елементи, що визначаються і уточнюються відповідно до правил ОСР ЕЕ 
[21]: 
– цілеспрямований захист від зворотних перетікань потужності в 
мережі, який пояснюється ненормальними перетіканнями у напрямку до 
енергосистеми, що заборонено ОСР у багатьох випадках; 
– направлений струмовий захист для визначення та локалізації 
коротких замикань; 
– максимальний струмовий захист; 
– максимальний/мінімальний захист за напругою та частотою – основні 
методи для визначення ізольованої роботи МГ та запобігання відключенню 
споживачів; 
59 
– засоби захисту від автономізації МГ в аварійних режимах, 
включаючи засоби визначення підживлення струмів КЗ від МГ; 
– перевірка синхронізації за напругою - застосовується для 
забезпечення безпечного підключення на паралельну роботу при повторному 
включенні одного з джерел (як централізованого так і розподіленого), 
використовується як резервний елемент у вигляді погіршення показників 
надійності та якості електропостачання, викликаного збільшенням часу 
відновлення; 
– захист від зворотної послідовності та неповнофазних режимів - 
застосовується для виключення негативного впливу струмів зворотної 
послідовності на установки МГ; 
– обмеження навантажень з метою забезпечення допустимого балансу 
потужностей генерації та споживання, а також обмеження ефектів від його 
порушення (відхилень напруги та частоти), у тому числі при автономній 
роботі МГ; 
– автоматичне включення резерву, яке застосовується для забезпечення 
повноцінного електропостачання споживачів при відключенні одного з 
джерел живлення. 
 
2.2.2 "Автономізація" об'єктів малої генерації 
 
Аварійним режимом, який вимагає негайного його визначення та 
локалізації, вважається перехід МГ на ізольовану експлуатацію або 
«автономізацію» МГ [18]. 
Ізольованою або автономною, «острівною» експлуатацією 
розподіленого генератора називається стан, при якому один або кілька 
енергоблоків продовжують живити частину системи електропостачання при 
відокремленні від централізованої системи. Автономний режим може 
60 
підтримувати свій стан за умови, якщо генератори можуть живити 
навантаження в ізольованій області. 
Перехід на острівний режим роботи можливий через відключення 
вимикачів на лініях мережі, спрацювання запобіжників, роботи пристроїв 
секціонування на підстанціях. Ця ситуація несприятлива та ускладнює 
експлуатацію, якщо лінії оснащені автоматикою повторного включення 
(АПВ). Результат роботи АПВ у багатьох випадках залежить від гасіння дуги 
та самоусунення нестійкого КЗ протягом безструмового періоду, проте 
присутність МГ може призводити до збереження постійного КЗ, оскільки 
джерела живлення підтримують напругу та перешкоджають правильному 
ефекту від роботи. У зв'язку з цим потрібно ускладнення захисту та 
збільшення часу роботи: необхідне переналаштування уставок АПВ за часом, 
спрямована на збільшення «мертвого» періоду, щоб дати можливість 
вимикачу МГ визначити пропадання основного джерела та спрацювати за 
рахунок реле мінімальної напруги; підключення синхронізуючого пристрою 
(реле перевірки синхронізму), яке перевіряє відсутність напруги на стороні 
навантаження головного вимикача, що в результаті є найкращим рішенням у 
порівнянні зі збільшенням часу роботи АПВ. Такі алгоритми дозволяють 
ефективно уникати роботи у острівному режимі, але ведуть до необхідності 
капіталовкладення у системи комунікації від споживачів МГ задля 
забезпечення роботи необхідних методів [22]. 
Крім цього, при ізольованому режимі роботи, за рахунок вагомого 
зниження ресурсу вироблюваних потужностей, трапляється значне зниження 
якості електроенергії та електропостачання, що виявляється у падіннях 
напруги та частоти, коливаннях, зниженні надійності. Особливо помітний 
цей ефект у малопотужних системах з енергоблоками МГ. У результаті 
автономізації розподіленої системи, через раптове відключення живильного 
сегмента ОЕС, відбувається раптова зміна балансу потужності, що 
супроводжується втратою стійкості системи електропостачання, що 
призводить до лавиноподібної зміни напруги і частоти. 
61 
Автоматичне повторне включення ліній, запитаних від МГ в 
ізольованому режимі, призводить до виникнення перенапруг та, як наслідок, 
пошкоджень електроустаткування. Не варто забувати і про небезпеку для 
оперативного та ремонтного персоналу, який працює на нібито пошкодженій 
та відключеній лінії у той час, як вона перебуває під напругою від джерел МГ 
та розподільчих мереж. 
Автономізація розподіленої МГ може бути навмисною, обумовленою 
технологічною необхідністю (оперативними перемиканнями з метою 
підвищення якості та надійності електропостачання), та ненавмисним, 
зумовленим аварійним чи іншими ненавмисними відключеннями 
централізованого джерела [22]. 
На даний момент методи запобігання та виявлення автономізації 
системи електропостачання базуються на вимірюванні вихідних параметрів 
об'єктів малої генерації та поділяються на дві основні категорії: місцеві та 
віддалені. Місцеві поділяються на активні та пасивні. 
Віддалені методи виявлення автономізації засновані на 
взаємоповідомленні між СЕП та МГ; вони мають більшу надійність, ніж 
місцеві, але потребують досить великих капіталовкладень. До таких методів 
можна віднести віддалене відключення МГ під час роботи (відключення) 
головним вимикачем лінії живлення. Цей метод досить простий і прямий, але 
він ускладнюється розподіленим характером систем. Сучасні 
телекомунікаційні стандарти, наприклад IEC 61850, дозволяють здійснювати 
передачу повідомлень та команд по Ethernet, що суттєво спрощує 
пересилання повідомлення на пристрої автоматики та захисту; також 
застосовуються механізми управління GOOSE (Generic Object Oriented 
Substation Events) для миттєвого управління приєднанням РГ [18]. 
Місцеві методи засновані на вимірюванні різних параметрів системи у 
місці розташування МГ. Активні методи безпосередньо взаємодіють із 
системою, тоді як пасивні засновані на визначенні проблеми за отриманими в 
62 
результаті вимірювань параметрами, обробляють отриману інформацію про 
зміни (напруги, частоти і струму) з метою прийняття подальших рішень. 
Пасивні методи визначення автономізації швидкі і не вносять 
відчутних змін до системи, але мають велику «мертву зону», в яку, 
наприклад, потрапляє робота ізольованої розподіленої СЕП при балансі 
споживаних потужностей навантаження і генерованих МГ. 
Проблема балансу не стосується активних методів, оскільки їхня дія 
ґрунтується на внесенні в систему невеликих перешкод, які непомітні в 
режимі роботи РГ паралельно з мережею, але відчутні під час автономізації. 
Використання тієї чи іншої методики визначення та запобігання 
автономізації, відповідно, обумовлюється розміром і типом генераторів, 
схемою міжсистемного з'єднання, а також рівнями струмів підживлення КЗ у 
різних режимах. З урахуванням особливостей функціонування розподілених 
систем при варіюванні цих параметрів для забезпечення коректного 
функціонування електропостачання та підвищення безперебійності необхідно 
уточнення реалізації алгоритмів відключення та відновлення МГ при 
паралельній роботі з ОЕС. 
Основними засобами забезпечення захисту при автономізації МГ є: 
- направлений захист від зворотних перетікань потужності; 
- максимальний та мінімальний захист по напрузі та частоті; 
- спеціальні засоби захисту від струмів нульової послідовності для 
усунення підживлення КЗ на землю; 
- засоби обмеження навантажень; 
- перевірка синхронізації за напругою. 
При виникненні ізольованого режиму роботи, обумовленого 
відключенням централізованого джерела електропостачання, енергоблок МГ 
також має бути ізольований від системи електропостачання для забезпечення 
коректної роботи системної автоматики, а потім знову включений на 
паралельну роботу. Його може бути реалізовано за допомогою комплексного 
використання наведених вище засобів на основі рекомендацій. 
63 
2.3 Вплив об’єктів малої генерації на роботу захисних пристроїв та 
систем централізованої системи 
 
При типовому радіальному підключенні МГ у розподільчій мережі 
споживача відбувається перерозподіл перетоків потужності в нормальному 
режимі та струмів підживлення коротких замикань в аварійному (як це 
показано на рисунку 2.1. Це супроводжується втратою селективності роботи, 
помилковими спрацьовуваннями або неспрацьовування захисту. Зниження 
впливу МГ можливе при застосуванні адаптивних алгоритмів побудови 
захистів . 
При включенні МГ на паралельну роботу з енергосистемою 
відбувається порушення роботи автоматики повторного включення на лініях, 
що відображається в некоректності її роботи та необхідності збільшення 
установок у бік більшої тривалості періоду без струму. Крім того, її 
збільшенню також сприяє робота автоматики з перевірки синхронізації за 
напругою та фазою, що забезпечує мінімізацію негативного впливу 
перехідних процесів при включенні джерел на паралельну роботу при 
тимчасовій перерві електропостачання від одного з них (зокрема 
автономізації МГ). Таким чином, впровадження МГ негативно позначається 
на якості електропостачання з точки зору тривалості вимушених перерв у 
разі виникнення самоусунення аварійних режимів. За наявності певних вимог 
та вказівок за тривалістю без струмових періодів при роботі АПВ, точна 
автоматична синхронізація використовується як резервний засіб [23]. 
З метою обмеження зворотних перетікань потужності у напрямку до 
енергосистеми захист міжсистемного зв'язку з боку енергосистеми часто 
забезпечується установкою спрямованого захисту, а також захисту нульової 
послідовності. 
Заходи щодо забезпечення функціонування та приєднання локальних 
джерел живлення при паралельному режимі роботи можна поділити на дві 
групи: 
64 
– екстенсивні заходи, спрямовані переважно на реконструкцію 
існуючих СЕП та зміну їх фізичних параметрів за рахунок заміни окремих 
елементів та зміни конфігурації схем з'єднань; 
– інтенсивні заходи, пов'язані зі зміною алгоритмів роботи та 
регулювання, застосуванням пристроїв контролю та керування з метою 
забезпечення необхідних характеристик на базі існуючого 
електрообладнання. 
Реалізація інтенсивних заходів є основою організації підключення МГ 
до розподільчих мереж через їх технологічність і адаптивність, але це може 
супроводжуватися значними капіталовкладеннями і в координації з 
системним оператором розподілу через необхідність модифікації у відповідь 
систем управління ОЕС, а також узгодження алгоритмів і параметрів. 
Прикладами екстенсивних заходів є зміна повного опору ланцюга 
живлення електроприймачів у режимі КЗ за рахунок включення реакторів та 
розділових трансформаторів, заміна електроустаткування у відповідності до 
оновлених характеристик. Варто розуміти, що локальний вплив на 
конкретний показник СЕП або режиму її роботи може призвести до зміни 
інших характеристик у відповідь, що породжує необхідність комплексної 
оцінки заходів в параметричних і топологічних умовах аналізованої 
розподіленої системи. 
З урахуванням описаного вище багатогранного впливу на системи 
електропостачання та їх характеристики, детальному розгляду підлягає 
оцінка комплексного ефекту впровадження об’єктів МГ у СЕП споживачів, 
спрямована на забезпечення структурної оптимізації параметрів та режимів 
функціонування розподілених систем з метою забезпечення технічної 
сумісності з діючими та проектованими системами електропостачання та 
електроспоживання, підвищення надійності та якості електропостачання, а 
також досягнення максимальних техніко-економічних показників при 
експлуатації споживачів електрогосподарств [8]. 
 
65 
2.4 Висновки до розділу 2 
 
1. Вплив на параметри режимів електропостачання полягає у 
складності регулювання параметрів напруги та координації з принципами та 
пристроями управління в централізованих енергосистемах, а також у 
комплексі питань, пов'язаних із зміною напряму перетікань потужності та 
зміною параметрів аварійних режимів при підключенні МГ. 
2. Вплив на параметри якості електроенергії та режими 
електропостачання обумовлено технологією застосовуваних розподілених 
джерел енергії та схемами їх підключення, а також фізичними питаннями 
підключення джерела ЕЕ у безпосередній близькості від споживача, його 
регулюванням та оперативним керуванням. 
3. Вплив МГ на роботу систем захисту та автоматики обумовлено 
перерозподілом перетікань потужності при паралельній роботі МГ з ОЕС у 
нормальному та аварійних режимах, порушеннями функціонування 
пристроїв та алгоритмів через підключення додаткового джерела живлення у 
зоні їх дії. Окремим питанням узгодження роботи власної та мережевої 
автоматики є автономізація об’єктів МГ, що безпосередньо впливає на 
правильність і надійність окремих пристроїв ОСР та споживачів в цілому. 
4. При обґрунтуванні та реалізації проектів впровадження об'єктів МГ у 
СЕП споживачів необхідно приділяти увагу визначенню технічної 
сумісності, забезпеченню правильного функціонування розподілених систем, 
координації з ОЕС та системою внутрішнього електропостачання, 
підвищенню надійності та якості електропостачання, досягненню 
оптимальних експлуатаційних показників. Для проведення техніко-
економічного обґрунтування з урахуванням виконання цих завдань доцільно 
використовувати комплексний показник, що враховує основні фактори 
багатогранного впливу енергоблоків, які заново підключаються. 
 
 
66 
РОЗДІЛ 3 
МОДЕЛЮВАННЯ РЕЖИМІВ РОБОТИ ОБ'ЄКТІВ МАЛОЇ 
РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ У ПРОГРАМНОМУ КОМПЛЕКСІ ДЛЯ 
МОДЕЛЮВАННЯ ЕНЕРГОСИСТЕМ PSCAD 
 
3.1 Опис програмного комплексу для моделювання енергосистем 
PSCAD 
 
Моделювання енергетичних систем у реальному часі набуває все 
більшого значення у зв’язку з ускладненням моделей та систем. Для аналізу 
та дослідження енергосистем найкращим інструментом є моделювання, який 
використовується для планування електроенергетичними компаніями. 
Інструменти моделювання для аналізу енергосистем використовуються у 
таких досліджень, як потік навантаження, рівень несправності, динамічна 
стійкість та гармоніки. Динамічний аналіз СЕП передбачає проведення 
досліджень у часовій області для отримання результатів, реакції мережі та її 
компонентів на збурюючи дії. Це включає такі дослідження, які спрямовані 
на отримання прогнозованих даних наприклад, щодо можливості 
відновлення генератора у разі виходу з ладу. Гармонічний аналіз та 
дослідження проводиться, як правило для нових приєднань, щоб визначити їх 
влив у загальне гармонійне спотворення параметрів мережі та можливі 
виникнення підсилення будь-яких резонансних частот [24]. 
EMП (електромагнітний перехідний процес). Аналіз ЕМТ передбачає 
детальне представлення обладнання енергосистеми для забезпечення 
точності та достовірності моделей, необхідних для дослідження у частотній 
галузі. Дослідження EMП включає дослідження блискавок і комутації для 
координації захисту [24]. 
Для цих досліджень можуть бути використані будь-які інструменти у 
вигляді сімейства прикладних програм для математичного та імітаційного 
67 
моделювання, наприклад, Matlab Simulink або PSCAD. PSCAD/DC – є 
програмою для моделювання електромагнітних перехідних процесів машин 
постійного струму, PSCAD/HVAC – машин змінного струму та FACTS, що 
включає проектування систем управління HVDC і моделювання 
субсинхронного резонансу (SSR) [25]. 
PSCAD (Power Systems Computer Aided Design) – це прикладна 
програма, яка має потужний і зручний графічний інтерфейс для моделювання 
електромагнітних перехідних процесів. PSCAD надає користувачеві 
можливості здійснювати схематичну побудову ланцюгів, виконувати 
моделювання, аналізувати результати та керувати даними у повністю 
інтегрованій графічній оболонці. Також у програмі є модуля для 
відображення графіків, елементів керування та вимірювальних приладів, які 
дають можливість користувачу змінювати системні параметри у процесі 
імітування (симуляції) та спостереження реакції не чекаючи закінчення 
моделювання [25]. 
У комплекті з PSCAD поставляється бібліотека попередньо 
запрограмованих і протестованих елементів, що включає як прості пасивні 
елементи так і складні моделі електричних машини, гнучкі системи передачі 
змінного струму FACTS, повітряні і кабельні лінії електропередачі тощо. 
Якщо потрібна модель відсутня, то у PSCAD є можливість побудови 
користувачем власних моделей елементів та систем. Такі моделі можуть бути 
створені шляхом з'єднання існуючих елементів у бібліотеці програми в схему 
або шляхом власного створення елементів в спеціальному середовищі для 
розробки моделей. Бібліотека елементів PSCAD містить такі елементи [25]: 
− резистори, індуктивності, конденсатори; 
− обмотки із взаємоіндукцією, такі як трансформатори; 
− частотно-залежні повітряні та кабельні лінії електропередач (у тому 
числі найбільш точна модель лінії електропередачі у часовій області); 
− джерела струму та напруги; 
− перемикачі та вимикачі; 
68 
− реле захисту; 
− напівпровідникові прилади (транзистори, діоди, тиристори тощо); 
− аналогові та цифрові функції управління; 
− машини змінного та постійного струму, збудники, регулятори, 
стабілізатори та моделі інерційних сил; 
− вимірювальні прилади та функції; 
− засоби управління змінним та постійним струмом; 
− системи управління HVDC, SVC, FACTS; 
− вітрові установки, турбіни та їх регулятори.  
Прикладна програма для комп’ютерного моделювання PSCAD має 
більш ніж 40-річну історію розвитку та постійно удосконалюється новими 
функціями, виходячи із пропозицій від користувачів зі всього світу. 
PSCAD використовується для планування, проєктування, експлуатації, 
підготовки тендерної документації та при проведенні наукових досліджень. 
Дослідження, які можуть проводититься за допомогою програми 
PSCAD: 
− дослідження аварійних ситуацій у мережах змінного струму, що 
включають обертові електричні машини, регулятори частоти 
обертання, турбіни, трансформатори, повітряні та кабельні лінії 
електропередач, різні види навантажень; 
− аналіз роботи релейного захисту та автоматики; 
− дослідження перехідних процесів у трансформаторах; 
− узгодження ізоляції трансформаторів, вимикачів та розрядників; 
− імпульсне тестування трансформаторів; 
− аналіз гармонійних складових та вибір оптимального фільтра; 
− розробка системи управління та узгодження силових 
напівпровідникових установок: FACTS, HVDC, STATCOM, VSC та 
перетворювачів частоти; 
− дослідження нових рішень та концепцій систем управління; 
69 
− дослідження ударів блискавок, несправностей під час роботи 
вимикачів; 
− вивчення надшвидких перехідних процесів; 
− дослідження ефектів пульсації в мережах з дизельними генераторами 
та вітровими турбінами. 
 
3.2 Моделювання режиму впливу РГ на втрати мережі 
 
Впровадження електроустановок розподіленої генерації розвантажує 
електричну мережу, знижуючи втрати потужності та ЕЕ в мережі, підвищує 
надійність СЕП. Тим не менш, розподілена генерація надає двобічний вплив 
на якість електроенергії. В одному випадку, наявність електроустановок 
розподіленої генерації дозволяє підтримувати рівні напруги мережі, 
мінімізувати несиметрію та гармонічні спотворення. В іншому випадку, 
генератори МГ здатні викликати значного коливання напруги. Поява цих 
коливань зазвичай відбувається при швидкому зниженні напруги у вузлі 
підключення установки РГ, а також при використанні регуляторів напруги у 
генераторах значно ускладнює ситуацію, тому що регулятори можуть бути не 
налаштовані належним чином. При широкому впровадженні установок МГ 
важливою є точна оцінка їхнього впливу на електричну мережу, що 
дозволить уникнути погіршення якості електроенергії. Через це актуальними 
є питання дослідження виникнення та усунення коливань напруги в 
електричних мережах із електроустановками РГ. Гарантія якості ЕЕ полягає у 
ступені відповідності її параметрів до встановленим нормативним значенням. 
Коливання напруги є одним із показників якості електричної енергії, що 
створюється споживачами електроенергії, які мають електричне 
навантаження різко змінного характеру. Рівень допустимих конструктивних 
завад нормується стандартами коливання напруги та характеризується дозою 
флікера [27]. Тому на даний момент виникла потреба аналізу дози флікера, 
70 
що викликається впливом різних споживачів з різко змінним навантаженням 
та  значенням електромагнітної сумісності по коливанням напруги в мережі. 
Метод зменшення флікера напруги та її ефективність залежить від 
багатьох чинників і може бути досить складними завданнями. Найпростішим 
способом зниження його впливу в такому випадку буде вимога до власника 
об’єкта РГ скоротити кількість генеруючих джерел. Якщо РГ взаємодіє з 
мережею через перетворювач, відносно легко досягти зменшення пускових 
струмів. Зокрема, потенційними причинами флікера напруги у 
вітроелектростанціях вважається зміна швидкості вітру або зміна вихідної 
потужності. Однак у конструкції сучасних вітротурбін внесено зміни, що 
дозволяють ефективно уникати великих коливань потужності протягом 
короткого періоду часу [27]. 
Вплив розподіленої генерації на якість електроенергії за рівнями 
напруг. З однієї сторони, наявність об’єктів розподіленої генерації в 
розподільчій мережі дозволяє більш стабільно підтримувати рівні напруги у 
вузлах за рахунок можливостей цих джерел ЕЕ, на відміну від традиційних 
розподільчих мереж в яких втрати напруги є набагато більшими, тому що 
трансформаторні підстанції знаходяться віддалено від споживачів. З іншого 
боку, характерно що флікер розвивається при різкому зниженні напруги у 
вузлі приєднання об’єкта МГ (генератора), особливо якщо це асинхронний 
генератор. Одним із негативних наслідків розподіленої генерації є втрати у 
фідері. Розміщення блоків РГ є важливим критерієм, який має бути 
проаналізований, щоб мати можливість досягнення кращої надійності 
системи із зменшеними втратами. Впровадження розподіленої генерації 
зменшує струм, що проходить через лінію електропередач, зменшуючи таким 
чином втрати потужності. 
Таким чином, можна виділити деякі особливості застосування об’єктів 
РГ в розподільчих мережах: 
– РГ завжди призводить до зменшення втрат по усім лініях 
розподільчої мережі; 
71 
– РГ може призвести до збільшення втрат на деяких лініях, але загальні 
втрати у розподільній мережі зменшаться; 
– РГ може призвести до збільшення втрат на деяких лініях але загальні 
втрати в розподільній мережі будуть знижені, поки загальний обсяг РГ буде 
меншим від загального навантаження в розподільній мережі приблизно 
вдвічі. Якщо РГ перевищує приблизно вдвічі загальне навантаження в 
розподільчій мережі, то втрати в розподільчій мережі будуть більшими за РГ, 
ніж без неї. 
У розподільчій системі коливання напруги виникають при зміні струму 
навантаження, що протікає через резистивні та реактивні опори ліній. 
Коливання напруги у розподільчих мережах без РГ викликані зміною у часі 
активних та реактивних навантажень у розподільчій мережі. Коливання, як 
правило, бувають більшими до кінця лінії через високий опір лінії. Крім того, 
коливання напруги суттєвіші, якщо навантаження сконцентроване в кінці 
системи (радіальні мережі). Особливістю типових розподільчих мереж є 
значна їх протяжність, а довжина лише у кілька кілометрів спричинить 
падіння напруги, яке перевищить допустиме відхилення від номінального 
значення. Однак лінії, як правило, не призначені для роботи за таких рівнів 
навантаження [18]. 
РГ може впливати на коливання напруги у двох випадках: 
1. РГ здійснюється відповідно до вимог локального навантаження. Це 
означає, що при зростанні локальних навантажень у розподільній мережі 
виробництво енергії РГ також збільшується і навпаки. В даному випадку РГ 
сприяє скороченню відмінностей між максимальним і мінімальним рівнями 
напруги в порівнянні без РГ. Цей режим роботи РГ не створює проблем для 
традиційного підходу регулювання напруги. 
2. Вихідна потужність РГ регулюється незалежно від величини 
локального навантаження. Цей режим контролю здійснюється, якщо РГ 
керується за допомогою оцінки сигналів, які можуть або не можуть 
відповідати локальним коливанням навантаження, або РГ залежить від 
72 
наявності природних ресурсів, таких як сонячна енергія або енергія вітру. У 
цьому випадку РГ може негативно впливати на можливість регулювання 
напруги мережі за рахунок збільшення різниці між максимальним та 
мінімальним рівнями напруги порівняно із ситуацією без РГ. Це відбувається 
через те, що мінімальний рівень напруги може залишатися незмінним, 
наприклад, у випадку підвищення навантаженням без РГ, а максимальний 
рівень напруги може збільшитися, наприклад, при низькому навантаженні та 
РГ [18]. 
Теоретично РГ на основі перетворювачів енергії можуть бути 
використані для зменшення величини відхилень напруги. У цьому випадку 
перетворювач повинен виступати як статичний компенсатор реактивної 
потужності і динамічного відновника напруги. Цим перетворювачем може 
бути розроблений силовий електронний перетворювач, що працює в цих 
режимах, але в даний момент більшість перетворювачів РГ не здатні 
виконувати це завдання. Основна умова полягає в тому, що РГ повинна мати 
достатню потужність, щоб компенсувати падіння напруги і підтримувати 
допустимий рівень напруги під час різкої зміни навантаження [26]. Одним з 
найважливіших факторів, що впливають на стабільність напруги, є здатність 
РГ відповідати споживанню реактивної потужності (реактивного 
навантаження та втрат). Таким чином, основний вплив РГ на стабільність 
напруги в мережі визначатиметься кутом потужності розподіленого 
генератора. Розглянемо тепер джерела РГ з огляду їхнього впливу на 
стабільність напруги мережі, тобто на їх здатність генерувати реактивну 
потужність. Синхронні генератори здатні як генерувати, так і споживати 
реактивну потужність. Таким чином, використання РГ перезбуджених 
синхронних генераторів дозволить забезпечити виробництво реактивної 
потужності на місці. Місцева генерація реактивної потужності знижує її 
перетікання від джерела, тим самим зменшуючи пов'язані з цим втрати та 
відхилення напруги і як наслідок, покращується стабільність напруги [26]. 
 
73 
3.3 Моделювання режиму впливу РГ на струми короткого 
замикання 
 
Впровадження розподіленої генерації в електричні мережі 
безпосередньо впливає на рівні короткого замикання СЕП та викликає 
збільшення струмів КЗ порівняно з нормальними умовами роботи мереж в 
яких підстанція є єдиним генеруючим вузлом. Вклад розподіленої генерації у 
рівень струмів КЗ залежить від деяких факторів, таких як генеруюча 
потужність, відстань РГ від місця пошкодження та тип РГ. Розглянемо 
випадок, коли одне мале джерело розподіленої генерації вбудовано в 
систему, при цьому струм КЗ буде збільшений у різних місцях пошкодження, 
і його можна узагальнити у будь-якому місці пошкодження мережі, але 
відсоткове збільшення струму КЗ, який викликаний присутністю одного 
малого об'єкта РГ може призвести до неправильної координації схеми 
захисту. Якщо в систему вбудовано більше одного об'єкта малої РГ, то 
сумарний вплив цих РГ у струми КЗ може істотно вплинути на захисні 
пристрої та може призвести до неправильної координації у схемі захисту та 
відсутності координації між захисними пристроями. 
Незважаючи на різні переваги, що пропонуються РГ, існує велика 
проблема захисту, пов'язана з цим. Результати моделювання підтверджують, 
що рівні струмів КЗ збільшуються із підключенням РГ у існуючих системах. 
Це вимагає підвищення потужності автоматичного вимикача для безпечної та 
надійної роботи системи. Існуючі параметри опору мережі також 
впливатимуть на збільшення рівня короткого замикання. Таким чином, аналіз 
струмів КЗ у кожному випадку відрізняється і рівні короткого замикання 
мають бути проаналізовані за допомогою методів моделювання, перш ніж 
будь-який об'єкт РГ буде приєднаний до мережі. 
Споживачі, що приєднуються до системи електропостачання або в 
прямій близькості від них, енергоблоки МГ і РГ мають безпосередній вплив 
74 
на параметри та функціонування СЕП в аварійних режимах. Ефект при 
введенні МГ проявляється в наступному: 
- підвищення або зниження струмів коротких замикань; 
- перетворення напрямків перетікань у режимі короткого замикання при 
нерадіальному підключенні МГ до розподільчої мережі; 
- збій або хибне спрацьовування релейного захисту (зменшення 
чутливості релейного захисту внаслідок зміни амплітуд струмів 
нормального та аварійного режимів); 
- недотримання координації пристроїв РЗ та автоматики; 
– непродуктивність роботи та вихід з ладу комутаційного 
електрообладнання. 
При коротких замиканнях на шинах споживачів (рис. 3.1) в результаті 
збільшиться опір ланцюга при приєднанні об’єктів МГ струм Iм, що виражає 
«мережеву» складову сумарного струму Iк, здатний знижуватися. 
 
Рис.3.1. Умовна схема при КЗ на шинах навантаження 
 
Подібним чином, зменшиться чутливість захисту на усіх рівнях 
системи електропостачання, з'явиться можливість каскадного та 
неселективного спрацювання захисту. З іншої сторони, за допомогою 
підживлення від МГ, «розподілена» складова частина Iг підвищуватиме 
сумарний Iк, що дорівнює сумі (Iм+Iг). Наступний ефект відображається у 
75 
невиконанні умов термічної та електродинамічної стійкості ЛЕП та 
електроустановок до струмів короткого замикання. 
Особливою актуальністю розглянутий ефект володіє в існуючих 
системах, у яких вводяться енергоблоки МГ і РГ: результати досліджень 
показують, що за певних умов необхідно здійснювати перерахунок і 
випробування комутаційної спроможності електричних приладів (особливо 
мереж низької напруги 0,4 - 0,66 кВ), термічної та електродинамічної 
стійкості кабельних ліній, шинопроводів та електроустановок. Негативний 
вплив на стійкість і безперебійність роботи, у тому числі безпеку 
використання електрогосподарств здатні призвести до потреби проведення 
великої реконструкції СЕП, її адаптації до обставин розподіленої системи, 
особливо відповідальних споживачів. 
Вплив блоку МГ залежить від деяких факторів, серед яких генерована 
потужність, віддаленість від точки КЗ і тип МГ. 
Електроустановки з малою потужністю не мають значного впливу на 
струми КЗ у порівнянні з використанням потужних енергоблоків з 
декількома не потужними електроагрегатами, які створюють істотне 
збільшення струмів короткого замикання, збільшуючи наслідки їхнього 
впливу. У розподілених СЕП зниження потужностей установок МГ 
допустиме шляхом скорочення їх вибору із призначенням компенсації 
пікових режимів, живлення групи відповідних споживачів але без 
забезпечення основного навантаження споживача. 
Підбір розташування енергоблока МГ і точки підключення в локальній 
системі електропостачання також впливає на характеристики аварійних 
режимів. При цьому, дві задачі (підбір раціональної точки зниження ефекту 
впровадження) залежить від фізичних параметрів та топології СЕП. Таким 
чином, чим вищий рівень підключення МГ, тим менша дія. Оцінюючи 
варіанти підключення енергоблоків МГ можливі також такі варіанти: 
приєднання МГ до шин локального розподільчого пункту (РП) 0,4 кВ – Г2; 
приєднання МГ до шин РП 6 кВ – Г1, як показано на рисунку 3.2. 
76 
 
Рис. 3.2. Принципова схема підключення енергоблоків МГ до 
енергосистеми 
 
Підвищення опору ланцюга КЗ при підключенні до найвищого рівня у 
даному випадку компенсується підвищенням потужності енергоблока МГ і 
протилежна ситуація – при зниженні рівня точки підключення. Таким чином 
для окремої конкретної структури СЕП є можливість мінімізувати ефект 
впровадження з позиції підвищення струмів КЗ проводиться моделюванням 
або розрахунковим шляхом. 
При непостійному виділенні у пристрої електроспоживання окремих 
вузлів навантаження зі споживачами електроенергії значної потужності, 
характеристики генератора Г2, що встановлюється безпосередньо у вузлі 
живлення такого споживача, здатні порівнюватися з потужністю Г1, що 
підключається вище за рівнем. Ця ситуація властива для підприємств, де за 
наявності двох класів напруги у внутрішній розподільній мережі, наприклад 
живлення технологічної та адміністративної частини відповідають різні 
значення проведеного аналізу. Граничне значення Iпогl встановлюється за 
необхідної розрахункової потужності генератора Г1. 
77 
Як видно з графіку (рис. 3.3), при зменшенні відношення між 
електроустановками на різних рівнях, більш вагомою виявляється 
параметрична структура СЕП, що виділяє версію підключення до вищого 
рівня. 
 
Рис.3.3. Зіставлення значень струмів підживлення за різних залежностей 
потужностей Sг2/Sг1 
 
Тип впроваджуваної електроустановки має також важливість при 
аналізі ефекту вводу МГ. Значний вплив мають блоки з синхронними 
генераторами, особливо протягом перших деяких періодів впливу струму КЗ. 
Менш значний внесок роблять інверторні енергоблоки, у частини з яких 
тривалість впливу на КЗ не перевищує одного періоду. Тим не менш, навіть 
при невеликій тривалості збільшення струму, результат впровадження може 
ґрунтовно позначитися на узгодженні захисту. 
Переважно загальним та простим рішенням щодо зменшення впливу 
підвищення струмів короткого замикання є підвищення повного опору 
ланцюга КЗ завдяки включенню реакторів або підвищення опору 
трансформаторів зв'язку. При виконанні поточних заходів на стороні МГ 
вдасться виключити значних замін обладнання та змін уставок захистів, але 
недоліками даного методу є зниження надійності розподіленої системи, 
78 
падіння показників якості за напругою (через підвищення коливань та 
відхилень напруги), а також підвищення втрат електроенергії в ланцюзі МГ. 
Значний вплив зниження ефекту застосування МГ надає використання 
поділу мережі. Це рішення сприяє значному зменшенню рівнів струмів КЗ 
через підвищення опору ланцюга, разом з тим впливає на амплітуду 
коливання напруги та безперебійності системи електропостачання. 
 
3.4 Моделювання загальної схеми розподіленої системи генерації у 
PSCAD 
 
Як правило, генеруюче обладнання, що випускається виробниками, 
призначене для малої розподіленої генерації електроенергії (дизель-
генератори, ВЕС та СЕС) може працювати у двох різних режимах [8]: 
– у «острівному» (автономному) режимі – без приєднання до мережі; 
– паралельно з мережами. 
Відмінність полягає у способі керування генерацією електричної 
енергії для кожної одиниці обладнання. 
Острівний режим – кожна електростанція при відповідному рівні 
автоматизації має можливість перемикання з паралельного до острівного 
режиму роботи (так зване заміщення мережі) у разі аварії на мережах, тобто 
автономне живлення споживачів навантаження від генератора. Навантаження 
може змінюватися від 0 до 100%, при цьому обладнання генерує електричну 
енергію забезпечуючи постійний рівень напруги незалежно від 
навантаження. У цьому режимі вихідна напруга є головним параметром, який 
підтримується автоматикою генеруємого обладнання. Якщо електростанція 
складається з паралельно включених одиниць обладнання, рівні напруг та 
фаз між ними повинні бути суворо синхронізовані та автоматично 
регулюватися для забезпечення рівномірного завантаження генеруючого 
обладнання. 
79 
Побудована модель МГ (рис. 3.4) ілюструє розподільну систему 
генерації, яка може працювати під час острівного режиму. 
Розподілена генераторна система потужністю 20 кВ показана на 
рисунку 3.4. Розподільна мережа підключається до енергосистеми напругою 
220 кВ через підвищуючий трансформатор потужністю 100 МВА і напругою 
220/20 кВ. Блоки розподіленої генерації з'єднані повітряними лініями Т22 - 5 
км, Т22-1 - 5 км, Т22-2 -15 км, Т22-3 -20 км, Т22-4 - 5 км, Т31 - 5 км. Ці блоки 
можуть функціонувати як разом так і окремо. 
У модель, показану на рисунку 3.4, включені такі типи об'єктів, які 
відносяться до об'єктів розподіленої генерації, які було розглянуто у розділі 1 
ВКР [4, 11]: 
- вітроелектростанція; 
- сонячна електростанція без накопичувача потужності; 
- сонячна електростанція з накопичувачем потужності; 
- дизель-генераторна електростанція. 
Дизель-генераторна система потужністю 2 МВт через 0,7 с від початку 
моделювання режиму роботи системи підключається до розподільчої мережі. 
ВЕС типу-3 потужністю 2,5 МВт через 0,1 с від початку моделювання 
режиму роботи системи підключається до розподільчої мережі. Система 
батареї СЕС та системи СЕС по 0,25 МВт кожна через 0,5 с від початку 
моделювання режиму роботи системи підключається до розподільчої мережі. 
Розподілене за часом підключення об'єктів до розподільчої мережі дозволяє 
спростити режим синхронізації та підвищити загальну швидкість розрахунку 
моделі ділянки енергосистеми із об'єктами розподіленої генерації. Спочатку 
встановлено, що модель ділянки енергосистеми з об'єктами розподіленої 
генерації функціонує у острівному режимі, тобто вимикач зв'язку з 
енергосистемою розімкнуто. Розглянемо докладніше схеми моделей об'єктів, 
що входять до моделі енергосистеми з об'єктами розподіленої генерації. 
 
 
80 
 
 
Рис. 3.4. Комп’ ютерна модель розподіленої системи генерації 
81 
3.4.1 Фотоелектрична система 
 
Фотоелектрична матриця підключається до перетворювача постійного 
струму (підвищуючий перетворювач) (рис. 3.5). Вихідна потужність 
фотоелектричної матриці є функцією вхідних сигналів, а саме опромінення та 
температури. 
 
Рис. 3.5. Загальна схема фотоелектричної системи 
 
На основі вихідної потужності, що генерується контролером пошуку 
точки оптимальної потужності (MPPT), підвищуючий перетворювач регулює 
постійний струм каналу IpvHV (рис. 3.6). Перетворювач джерела напруги 
(VSC) керує постійною напругою VDC2 та підтримує його вихідне значення. 
 
Рис. 3.6. Контролер пошуку точки оптимальної потужності вихідної 
система контролю потужності 
 
Наприклад, якщо потужність фотоелектричної системи збільшується 
через підвищення опромінення на фотоелектричній матриці, підвищуючий 
перетворювач збільшує свій робочий цикл, так що з фотоелектричної матриці 
надходить більше струму. В результаті напруга ланцюга постійного струму 
82 
VDC2 збільшується. Для підтримки рівня напруги постійного струму на 
ланцюзі постійного струму VSC споживається більше постійного струму. 
Таким чином, відбувається регулювання напруги ланки постійного струму та 
дотримання задавання потужності MPPT. 
На рисунку 3.7 представлено схему підключення фотоелектричної 
матриці до опору. 
 
Рис.3.7. Ланцюг налаштування фотоелектричної матриці 
 
Підвищуючий перетворювач, представлений на рисунку 3.8, 
складається з фільтра нижніх частот на вході. Контролер показано на 
рисунку 3.9, де вихідна потужність (Pref) порівнюється із потужністю каналу 
постійного струму (Pdc), а сигнал помилки подається на контролер PI для 
формування робочого циклу підвищуючого перетворювача (Ref_Boost). 
Коефіцієнти регулятора PI (KpBoost та TiBoost) та його вихідну границя 
(DmaxBoost) можна регулювати за допомогою панелі керування, 
представленої на рисунку 3.9. 
 
Рис. 3.8. Підвищуючий перетворювач 
83 
 
Рис. 3.9. Силовий контролер 
 
Для захисту підвищуючого перетворювача від великих струмів вихідна 
потужність обмежена максимальною потужністю (P_lim). 
Щоб змінити параметри VSC, необхідно натиснути правою кнопкою 
миші на компонент VSC і вибрати пункт «Змінити параметри», (рис. 3.10). 
Реактивна реактивна потужність зазначена в МВар (негативне значення 
показує, що VSC генерує реактивну потужність, а позитивне значення 
показує, що VSC споживає реактивну потужність). 
 
Рис. 3.10. Модуль перетворювача джерела напруги та вхідні параметри 
84 
На рисунку 3.11 показані коефіцієнти для елементів керування PI та 
панелі для зміни значень у разі потреби. 
VSC/VSI (voltage source converter/inverter) – перетворювач/інвертор з 
живленням від джерела напруги. Система відповідає «звичні уявлення»: 
напруга вхідної мережі постійна, а величина струму в ланцюзі залежить від 
потужності навантаження. 
 
Рис. 3.11 Коефіцієнти Kp та Ti контролерів PI для VSC 
 
Система змінного струму з'єднана з перетворювачем за допомогою 
трансформатора, що дозволяє збільшити напругу до того рівня, який 
потрібний на вході перетворювача VSC. Цей трансформатор також 
забезпечує реактивний опір між системою змінного струму і системою VSC, 
запобігаючи руху струму нульової частоти між системою змінного струму та 
перетворювачем (рис. 3.12). 
Конденсатори зв'язку постійного струму складають 3,9 мФ. 
Контролер постійної напруги - це електронний пристрій, що відповідає 
за перетворення змінної напруги, що виробляється генератором у постійний 
струм та призначений для контролю заряду акумуляторних батарей. 
Наявність контролера у схемі роботи фотоелектричної системи дозволяє 
85 
здійснювати роботу в автоматичному режимі незалежно від зовнішніх 
факторів (рис. 3.13). 
 
Рис. 3.12. Перетворювач джерела напруги 
 
 
Рис.3.13. Контролер постійної напруги 
 
Регулятор реактивної потужності – це пристрій, що забезпечує 
автоматичне оптимальне керування установкою компенсації реактивної 
потужності. 
Регулятори реактивної потужності, що застосовуються в установках 
компенсації реактивної потужності, оснащені вимірювальними контурами 
струму і напруги, після цифрової обробки виміряних величин з досить 
високою точністю визначаються значення коефіцієнта потужності cos φ і 
шляхом підключення або відключення необхідного числа батарей 
конденсаторів здійснюється регулювання реактивної потужності 
86 
Забезпечення дотримання необхідного коефіцієнта потужності з 
великою точністю і в широкому діапазоні реактивної потужності 
компенсуючих установках забезпечується мікропроцесорним програмованим 
контролером - регулятором реактивної потужності. 
Регулятор реактивної потужності автоматично відстежує зміну 
реактивної потужності навантаження та відповідно до заданого значення 
коефіцієнта потужності коригує cosφ керуючи комутаційними апаратами 
секцій конденсаторних батарей. 
Регулятор реактивної потужності показаний на рис. 3.14. 
 
 
Рис. 3.14 Регулятор реактивної потужності 
 
Система фотоелектричної батареї (рис. 3.15). 
 
Рис. 3.15. Загальна система фотоелектричних батарей 
87 
Фотоелектрична матриця підключається до DC-DC перетворювача 
(підвищуючого перетворювача). Вихідна потужність фотоелектричної 
матриці залежить від вхідних параметрів, а саме від опромінення та 
температури (рис. 3.16). 
 
Рис. 3.16. Трекер максимальної потужності та вихідна система керування 
потужністю 
 
На основі вихідної потужності, що генерується контролером пошуку 
точки оптимальної потужності (MPPT), підвищуючий перетворювач, регулює 
струм ланки постійного струму IpvHV (рис. 3.15). Перетворювач джерела 
напруги (VSC) керує постійною напругою VDC2 та підтримує його вихідне 
значення. 
Наприклад, якщо потужність фотоелектричної системи збільшується 
через збільшення інтенсивності опромінення фотоелектричної матриці, 
підвищуючий перетворювач збільшує свій робочий цикл, в результаті з 
фотоелектричної матриці виробляється більше струму. В результаті цього 
напруга постійного струму ланцюга VDC2 збільшується. Для підтримки 
рівня напруги постійного струму на ланцюзі VSC споживається більше 
струму від ланцюга постійного струму. Таким чином, регулюється напруга 
ланцюга постійного струму та дотримується опорна потужність від MPPT. 
На рисунку 3.17 показана вихідна потужність фотоелектричної матриці 
в залежності від опромінення (Вт/м2) при температурі 30 °С та збільшення 
опромінення від 700 Вт/м2 до 1500 Вт/м2. На рис. 3.18 представлено зміни 
потужності при постійному опроміненні, що дорівнює 1500 Вт/м2, а 
температура збільшується з 10 °C до 50 °C. 
 
88 
 
Рис. 3.17. Зміна потужності залежно від опромінення (від 700 Вт/м2 до 
1500 Вт/м2) залежно від Ea 
 
 
Рис. 3.18. Зміна потужності залежно від температури (від 10 °C до 50 °C) 
залежно від Ea 
 
В однофазній акумуляторній системі акумулятор підключений до 
перетворювача постійного струму (знижувального/підвищуючого 
перетворювача) (рис. 3.19). Перетворювач DC-DC працює як знижуючий або 
підвищуючий перетворювач для заряджання або розряджання акумулятора. 
Перетворювач DC-DC підключається до перетворювача DC-AC через DC 
Link систему з конденсаторами 3900 мкФ. Перетворювач постійного струму 
змінний керує постійною напругою (V_dc) на лінії постійного струму. 
Номінальна напруга постійного струму для батареї складає 200 В. Дана 
модель заснована на кількох спрощуючих умовах і має деякі обмеження. 
 
89 
Умови: 
 Під час циклів зарядження та розрядження внутрішній опір 
вважається постійним. 
 Амплітуда струму не впливає на внутрішній опір. 
 Крива характеристик розрядження батареї використовується для 
отримання параметрів батареї, оскільки передбачається, що 
характеристики зарядження та розрядження однакові. 
 Амплітуда струму не впливає на ємність акумулятора (відсутній ефект 
П'юкерта). 
 Температура не змінює поведінку моделі. 
 Зарядження та розрядження не впливають на характеристики батареї 
(тобто немає гістерезису). 
Обмеження: 
 Напруга акумулятора не може бути мінусовою, а максимальна 
напруга акумулятора не обмежена. 
 Ємність акумулятора не може бути мінусовою, а максимальна ємність 
не обмежена. 
Знижувальний/Підвищуючий Перетворювач представлено на рисунку 
3.19. Він підключений до батареї (низька напруга: 200 В) З правої сторони та 
підключається до системи постійного струму з лівої сторони (висока напруга: 
250 В). 
 
 
Рис. 3.19. Знижувальний/Підвищуючий перетворювач 
 
90 
Система контролю та оцінки верхнього рівня. Система управління 
верхнього рівня показана на рисунку 3.20 та доступна в модулі 
«Graphs_and_Controls». Панель керування "Charger On/Off" призначена для 
ввімкнення/вимкнення знижуючого/підвищуючого перетворювача в ручному 
режимі. Цей контролер також може виконаний автоматичним на основі 
системи захисту від перенапруги або перевантаження струмом. Інший 
контролер – це «Режим», який керує режимом роботи перетворювача. 
Іншими словами, використовуючи цей елемент керування, акумулятор можна 
заряджати або розряджати. 
SOCpermit – це сигнал, який не дозволяє заряджати або розряджати, 
коли SOC вище 100% або менше ніж 5% відповідно. 
 
 
Рис. 3.20. Контролери верхнього рівня 
 
Вихідну напругу можна вибрати для перетворювача за допомогою 
повзунка, показаного на рисунку 3.21. Це значення вибирається на основі 
номінальних характеристик батареї, що складає 200 В. 
91 
 
Рис. 3.21. Повзунок змінного вхідного сигналу, що вказує опорну напругу 
 
3.4.2 Вітроелектростанція 
 
Детальна модель складається з перемикачів біполярного транзистора з 
ізольованим затвором (IGBT) (рис. 3.22), тому гармоніки та перехідні 
процеси, пов'язані з комутацією можуть бути точно змодельовані. Однак для 
правильного моделювання перемикання IGBT необхідний невеликий крок 
часу розв'язання, що збільшує час моделювання. 
 
 
Рис. 3.22. Вітротурбіна 3 типу з детальною моделлю перетворювача 
 
Середня модель перетворювача складається з еквівалентних джерел 
струму та напруги (рис. 3.23). Ця модель не потребує перемикання, тому 
тимчасовий крок рішення може бути значно збільшений порівняно з 
детальним. Це заощаджує значний час моделювання; однак перехідна 
92 
характеристика перетворювача та гармонік може бути не повністю 
представлена під час моделювання. Ця модель може бути використана для 
конкретних досліджень енергосистеми, де цікаві повільні перехідні процеси 
та для більшості випадків відмов. 
 
Рис. 3.23. Вітротурбіна 3 типу з середньою моделлю перетворювача 
 
Електричні та механічні компоненти вітротурбіни 3 типу. Розглянемо 
вітрогенератор 3 типу (WTG), який також відомий як двох потоковий 
асинхронний генератор (DFIG). Модель представлена у вигляді двох окремих 
систем: механічної та електричної (рис. 3.24). Механічна система отримує 
максимальну доступну потужність з вітру і передає обертовий механічний 
момент генератору. Електрична система перетворює обертовий механічний 
момент (механічну потужність) в електричну потужність. Інтерфейс між 
механічною та електричною системами є індукційною машиною (IM), яка 
перетворює механічну енергію в електричну. Механічні та електричні 
системи, показані на рисунку 3.24, яка складається з таких компонентів. 
Механічна система складається з: 
– вітродвигуна; 
– регулятора кута нахилу. 
Електрична система складається з: 
– мережевого перетворювача та елементів управління; 
– роторного перетворювача та елементів управління; 
– захисту інвертора постійного струму; 
93 
– Crowbar protection (безвідмовний захисний механізм, який замикає 
ланцюг на виході джерела живлення за умов відмови, наприклад 
перенапруга); 
– фільтр нижніх частот. 
 
 
Рис. 3.24. Модель електромеханічної системи вітрогенератора 
 
Вітротурбіна та енергетична мережа. На рисунку 3.25 представлено 
характеристики компонентів вітряної турбіни 3 типу (WT) та її вихідні 
параметри. Ці параметри однакові як середньої так і детальної моделі. 
Параметри можна переглянути, натиснувши правою кнопкою миші на 
компонент та вибравши Edith Parameters. 
На рисунку 3.26 представлено загальну енергетичну систему, в якій 
вітротурбіна 3 типу (детальна або середня) підключається до електричної 
мережі через кабель, трансформатор та лінію електропередачі. Коефіцієнт 
короткого замикання на клемі вітротурбіни складає 1,8. 
 
 
 
 
94 
 
Рис. 3.25. Вітротурбіна 3 типу для середньої та детальної моделі з 
набором компонентів і вихідними параметрами 
 
 
Рис. 3.26. Загальна енергетична система з вітротурбіною 3 типу та 
еквівалентним джерелом струму 
 
Турбіна. Компонент вітротурбіни представлено на рисунку 3.27 
призначений для моделювання механічної динаміки та регулятора кроку. 
Основною функцією вітротурбіни є вилучення максимальної потужності з 
наявністю вітра без перевищення номінальної потужності обладнання. 
Існують деякі обмеження при роботі на нульовій потужності – це коли 
95 
швидкість вітру нижче 4 м/с, а також при сильному вітрі зі швидкістю вітру 
понад 25 м/с. Номінальна швидкість вітру 11 м/с. 
 
 
Рис. 3.27. Модель вітрової турбіни: компонент та його параметри 
 
Регулятор кута нахилу. Коли швидкість вітру перевищує номінальну, 
то доступна механічна потужність перевищує номінальну потужність 
асинхронної машини. Потужність, що подається до електричної системи, 
обмежена за рахунок зменшення ефективної площі леза. Це досягається за 
рахунок збільшення кута тангажу. Типовий діапазон для кута становить від 
0° до 25°. На рисунку 3.28 представлена схема регулятора кута нахилу. 
 
 
 
Рис. 3.28. Спрощений регулятор кута нахилу 
 
 
96 
Електрична модель. Електрична частина вітротурбіни складається з 
вказівного пристрою та перетворювача змінного струму на постійний. На 
рисунку 3.28 показано асинхронний електродвигун та його характеристики. 
Асинхронний електродвигун запускається в режимі регулювання швидкості, 
коли вхідний сигнал "S" встановлений на 1. Значення на вході 'W' зі 
швидкістю обертання машини встановлюється завчасно на обране значення 
ω0. В ідеалі ця швидкість повинна бути налаштована близько до кінцевої 
швидкості обертання, що становить 1,2 pu. Коли асинхронний двигун 
синхронізований з мережею, S повертається до нуля і працює в режимі 
обертового моменту. 
 
Рис. 3.28. Асинхронна машина з фазним ротором PSCAD 
 
– W: машина перебуває у режимі контролю швидкості, вона працює зі 
швидкістю ω0; 
– S: перемикач для вибору режиму регулювання швидкості (1) або 
режиму обертового моменту (0); 
– T: машина знаходиться в режимі керування обертовим моментом, 
причому машина обчислює швидкість на основі коефіцієнта інерції та 
демпфування, вхідного та вихідного обертових моментів. 
Перетворювачі змінного струму на постійний (AC-DC-AC). 
Перетворювач AC-DC-AC складається з (рис. 3.29): 
 роторного перетворювача, 
 мережевого перетворювача, 
 системи постійного струму, 
97 
 роторного контролера, 
 Мережевого контролера. 
Також на рисунку 3.29 показані інші важливі частини системи: 
 захист від перенапруги, 
 інвертор постійного струму, 
 фільтр низьких частот. 
Мережевий перетворювач керує постійною напругою і, в той час як 
роторний перетворювач управляє активною потужністю та змінною 
напругою, керуючи струмами ланцюга ротора. У цьому прикладі обидва 
перетворювачі зі сторони ротора і мережі працюють як перетворювачі 
джерела напруги (VSC). Інвертор постійного струму використовується для 
захисту постійного струму від перенапруг. Фільтр змінного струму 
використовується на стороні перетворювача мережі для видалення деяких 
гармонік напруги дворівневого перетворювача. 
 
 
Рис. 3.29. Перетворювач AC-DC-AC 
 
Схема захисту від перенапруг методом шунтування джерела живлення. 
Відповідно до більшості нових вимог до електричних мереж, вітряні турбіни 
повинні залишатися підключеними до мережі під час збоїв та забезпечувати 
підтримку напруги вчасно та після збоїв. Система захисту від перенапруг 
необхідна для того, щоб уникнути відключення вітротурбіни від мережі під 
час несправності. Крім того, дана установка в ланцюзі ротора дозволяє більш 
ефективно регулювати напругу в несправних режимах. Оскільки 
98 
вітрогенератор на основі DFIG має статор, який підключений до мережі, в 
результаті обмотка ротора стає чутливою до високих струмів, що виникають 
у разі несправностей. Також обмотки ротора підключаються до мережі через 
перетворювач AC-DC-AC, який дуже чутливий до струму перевантаження. 
Тривалість активації захисту від перенапруг залежить від вимог до 
мережі. Для мереж з малим проникненням вітру введення реактивного 
струму при пошкодженнях зазвичай не потрібне. У цьому випадку захист від 
перенапруг зазвичай активується на весь термін дії несправності. Однак, під 
час захисту вітряна турбіна не може вводити реактивну потужність. Тому 
захист активується протягом фіксованого періоду часу, наприклад, від 50 до 
100 мс. Система захисту від перенапруг – це опір, керований силовою 
електронікою. У наданих файлах DFIG були надані дві різні опції для 
активації системи: напруга постійного струму, що перевищує попередньо 
визначену напругу постійного струму, або струми ротора, що перевищують 
попередньо визначене значення. Логіка управління системою представлена 
на рисунку 3.30. 
 
 
 
Рис. 3.30. Схема захисту від перенапруг методом шунтування джерела 
живлення 
 
 
 
99 
Фільтр низьких частот. Силові електронні перетворювачі генерують 
значну кількість гармонік. Фільтр використовується на стороні мережі, щоб 
мінімізувати вплив гармонік на мережу. Структура фільтра представлена 
рисунку 3.31. 
 
 
Рис. 3.31. Фільтр низьких частот: (а) – компонент фільтра, (b) – 
параметри, (с) – схема 
 
Динамічна поведінка детальної та середньої моделей порівнюється у 
двох перехідних умовах. У першому перехідному процесі швидкість вітру 
повільно змінюється навколо його номінальної швидкості, щоб отримати 
нижчі та вищі значення швидкості. У другому перехідному процесі на шині 1 
відбувається замикання трифазного струму землю тривалістю 0,15 с. 
 
3.4.3 Дизельна електростанція 
 
Комп’ютерна модель дизельної електростанції складається з 16 
циліндрового двигуна внутрішнього згорання потужністю 12 МВт, 
синхронного генератора зі статичним збудником, PI-регулятора для 
формування керуючого сигналу з метою отримання необхідних точності та 
якості перехідного процесу та підвищувальних трансформаторів 13,8/20 кВ. 
 
100 
 
Рис. 3.32. Комп’ ютерна модель дизельної електростанції підключеної до мережі 
101 
Контролер двигуна є простим регулятором швидкості, який підтримує 
роботу турбіни на заданій швидкості. Вихідний сигнал регулятора швидкості 
є сигналом дросельної заслонки, який керує подачею палива у двигун. Вихід 
цього блоку – обертовий механічний момент, прикладений до синхронного 
генератора. Вихідна потужність синхронного генератора розрахована 
відповідно до номінального рівня потужності машини. Для моделювання 
електричного генератора використовується модель синхронного 
явнополюсного генератора. 
 
3.5 Результати комп’ютерного моделювання схеми розподіленої 
системи генерації у програмному комплексі PSCAD 
 
Для моделювання режиму роботи ділянки енергосистеми з об'єктами 
розподіленої генерації, які були детально розглянуті в розділі 1, а моделі 
описані в пункті 3.4 кваліфікаційної роботи, встановлено час моделювання 
повинен складати 10 секунд. Крок розрахунку вибрано 300 us. 
У моделі схеми розподіленої системи генерації в програмному 
комплексі PSCAD передбачено поступове включення генеруючих 
потужностей  об'єктів розподіленої генерації, а також включення ізольованої 
системи на паралельну роботу з мережею. 
Для контролю параметрів режиму у схемі передбачено встановлення 
мультиметрів, що відображають значення активної та реактивної 
потужностей, а також напруги в лінії та визначаються у відносних одиницях. 
Результати моделювання схеми розподіленої системи генерації у 
програмному комплексі PSCAD представлені рисунку 3.33. 
На рисунку 3.33 представлені графіки активної та реактивної 
потужностей для всіх об'єктів, що входять до схеми розподіленої системи 
генерації у програмному комплексі PSCAD. 
 
 
102 
 
Рис. 3.33. Результати комп’ютерного моделювання режиму роботи схеми 
розподіленої системи генерації у програмному комплексі PSCAD 
 
103 
На рисунку 3.33 представлені графіки P_PV_Batt та Q_PV_Batt – 
графіки потужності для електростанції із сонячними панелями та 
накопичувачем енергії. З графіку видно, що у початковий момент часу 
відбувається зарядження накопичувача енергії, тому активна потужність, що 
видається в мережу знижується, але після зарядження накопичувача 
відбувається видача потужності у загальну мережу. Реактивна потужність 
залишається на одному рівні і не змінюється. Графік залежності потужності, 
що видається, для ВЕС показує, що реактивна потужність (Q_DFIG) 
практично не змінюється і залишається на мінімальному значенні близькому 
до 0. При цьому активна потужність (P_DFIG) після виходу на встановлений 
режим має стабільне значення активної потужності. Виходячи із графіка 
видачі потужності без накопичувача енергії видно поступове зростання 
активної потужності (P_PV) і стабільно низьке значення реактивної 
потужності (Q_PV). Єдиний тип електричної станції, що відноситься до 
об'єктів розподіленої генерації та споживає реактивну потужність є дизель-
електростанція. Це обумовлено конструкцією дизель-генераторної установки, 
детально описаної в п 3.4.3 випускної кваліфікаційної роботи, у конструкцію 
якої входить синхронний генератор з моделлю системи збудження, що 
забезпечують споживання реактивної потужності із системи. При цьому, як 
видно виходячи зі значень активної потужності PGrid та реактивної 
потужності QGrid, основна частина активної потужності видається у 
зовнішню мережу, а реактивна потужність додатково споживається з мережі. 
Побудована комп’ютерна модель енергосистеми з об'єктами розподіленої 
генерації (рисунок 3.4) може бути використана при моделюванні аварійних 
режимів та при оцінці впливу об'єктів розподіленої генерації на зовнішню 
енергосистему та на самі об'єкти РГ. За допомогою комп’ютерної моделі є 
можливість проведення досліджень реальної енергосистеми за допомогою 
задавання відповідних параметрів, крім того в моделі передбачена 
можливість масштабування. Розмір моделі у роботі обмежений доступною 
кількістю вузлів для версії Educational PSCAD. 
104 
3.6 Висновки до розділу 3 
 
1. Для комп’ютерного моделювання режимів роботи об'єктів МГ та 
визначення їх впливу на параметри роботи електроенергетичної системи 
обрано програмний комплекс для моделювання PSCAD, який має велику 
базу елементів з яких можуть бути створені комп’ютерні моделі для 
дослідження, як встановлених так і перехідних режимів роботи. 
2. Розроблено комп’ютерну модель загальної схеми розподіленої 
системи генерації в програмному комплексі PSCAD, яка дозволяє оцінювати 
вплив різних об'єктів МГ на режими роботи електроенергетичної системи. У 
моделі представлено два види сонячних електростанцій, одна з яких має 
накопичувач енергії, інша без накопичувача з реалізацією алгоритму пошуку 
точки максимальної потужності. У моделі використовується дизель-
генераторна електростанція із синхронним генератором, а також 
вітроелектростанція. 
3. Виконано моделювання режиму роботи загальної схеми розподіленої 
системи генерації у програмному комплексі PSCAD. В результаті 
моделювання встановлено, що всі моделі електростанцій, які належать до 
об'єктів розподіленої генерації, видають активну потужність в систему, в 
тому числі і в зовнішню мережу при цьому споживання реактивної 
потужності відбувається тільки на дизель-генераторній електростанції, так як 
її склад входить модель синхронного генератора та модель збуджувача 
синхронної машини.  
4. Доведено, що розроблена комп’ютерна модель загальної схеми 
розподіленої системи генерації в програмному комплексі PSCAD дозволяє 
оцінювати параметри режиму електроенергетичної системи з наявністю 
об'єктів малої РГ. За допомогою комп’ютерної моделі є можливість 
проведення досліджень реальної енергосистеми з використанням вже 
розроблених блоків електростанцій, що належать до об'єктів РГ, крім того в 
моделі передбачена можливість масштабування. 
105 
ВИСНОВКИ 
 
Вплив на параметри якості електроенергії та режимів 
електропостачання обумовлено технологією використовуваних розподілених 
джерел енергії і схемами їх підключення, а також фізичними питанням 
підключення джерела ЕЕ в безпосередній близькості від споживача, його 
регулюванням та оперативним управлінням. Вплив МГ на роботу систем 
захисту та автоматики обумовлено перерозподілом перетікань потужності 
при паралельній роботі МГ з СЕП у нормальному та аварійних режимах, 
порушеннями функціонування пристроїв та алгоритмів через підключення 
додаткового джерела живлення у зоні їх дії. 
У випускній кваліфікаційній роботі отримано наступні результати: 
1. Досліджено, що вплив РГ на параметри режимів електропостачання 
полягає у складності регулювання параметрів напруги та координації з 
принципами та пристроями управління в централізованих енергосистемах, а 
також у комплексі питань, пов'язаних із зміною напряму перетікань 
потужності та зміною параметрів аварійних режимів при підключенні МГ. 
2. Встановлено, що вплив РГ на параметри якості електроенергії та 
режими електропостачання обумовлено технологією застосовуваних 
розподілених джерел енергії та схемами їх підключення, а також фізичними 
питаннями підключення джерела ЕЕ у безпосередній близькості від 
споживача, його регулюванням та оперативним керуванням. 
3. Досліджено вплив МГ на роботу систем захисту та автоматики 
обумовлено перерозподілом перетікань потужності при паралельній роботі 
МГ з ОЕС у нормальному та аварійних режимах, порушеннями 
функціонування пристроїв та алгоритмів через підключення додаткового 
джерела живлення у зоні їх дії. Окремим питанням узгодження роботи 
власної та мережевої автоматики є автономізація об’єктів МГ, що 
безпосередньо впливає на правильність і надійність окремих пристроїв ОСР 
та споживачів в цілому. 
106 
4. При обґрунтуванні та реалізації проектів впровадження об'єктів МГ у 
СЕП споживачів необхідно приділяти увагу визначенню технічної 
сумісності, забезпеченню правильного функціонування розподілених систем, 
координації з ОЕС та системою внутрішнього електропостачання, 
підвищенню надійності та якості електропостачання, досягненню 
оптимальних експлуатаційних показників. Для проведення техніко-
економічного обґрунтування з урахуванням виконання цих завдань доцільно 
використовувати комплексний показник, що враховує основні фактори 
багатогранного впливу енергоблоків, що заново підключаються. 
5. Для комп’ютерного моделювання режимів роботи об'єктів МГ та 
визначення їх впливу на параметри роботи електроенергетичної системи 
обрано програмний комплекс для моделювання PSCAD, який має велику 
базу елементів з яких можуть бути створені комп’ютерні моделі для 
дослідження, як встановлених так і перехідних режимів роботи. 
6. Розроблено комп’ютерну модель загальної схеми розподіленої 
системи генерації в програмному комплексі PSCAD, яка дозволяє оцінювати 
вплив різних об'єктів малої розподіленої генерації на режими роботи 
електроенергетичної системи. У моделі представлено два види сонячних 
електростанцій, одна з яких має накопичувач енергії, інша без накопичувача з 
реалізацією алгоритму пошуку точки максимальної потужності. У моделі 
використовується дизель-генераторна електростанція із синхронним 
генератором, а також вітроелектростанція. 
7. Виконано моделювання режиму роботи загальної схеми розподіленої 
системи генерації у програмному комплексі PSCAD. В результаті 
моделювання встановлено, що всі моделі електростанцій, які належать до 
об'єктів розподіленої генерації, видають активну потужність в систему, в 
тому числі і в зовнішню мережу при цьому споживання реактивної 
потужності відбувається тільки на дизель-генераторній електростанції, так як 
її склад входить модель синхронного генератора та модель збуджувача 
107 
синхронної машини. Споживання реактивної потужності моделі відбувається 
із зовнішньої електроенергетичної системи. 
8. Доведено, що розроблена комп’ютерна модель загальної схеми 
розподіленої системи генерації в програмному комплексі PSCAD дозволяє 
оцінювати параметри режиму електроенергетичної системи з наявністю 
об'єктів малої РГ. За допомогою комп’ютерної моделі є можливість 
проведення досліджень реальної енергосистеми з використанням вже 
розроблених блоків електростанцій, що належать до об'єктів РГ, крім того в 
моделі передбачена можливість масштабування. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
108 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Перспективи розвитку відновлюваної енергетики в Україні до 2030 
року / Дольф Жілен, Дегер Сайгін, Ніколас Вагнер. - IRENA (2015), 
REmap 2030. 
2. Закон України "Про ринок електричної енергії" Режим доступу: 
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#n1803  
3. Малі учасники ВДЕ-ринку в Україні. Дослідження сегменту генерації 
встановленою потужністю до 1 МВт /Андрій Зінченко, Анна 
Кунбуттаєва . – Видано Фондом ім. Гайнріха Бьолля, Бюро Київ – 
Україна Липень 2020.  
4. Праховник, А.В. Малая энергетика: распределенная генерация в 
системах энергоснабжения. К.: Освита Украины, 2007. 464 с.  
5. Кодекс систем розподілу затвердженим постановою НКРЕКП від 
14.03.2018 р. № 310 (із змінами, внесеними згідно з Постановами 
НКРЕКП № 2595 від 03.12.2019 та від 24.06.20 р. № 1209).  
6. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та 
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с. 
7. Відновлювані джерела енергії в розподільних електричних мережах / 
П. Д. Лежнюк, О. А. Ковальчук, О. В. Нікіторович, В. В. Кулик. – 
Вінниця : ВНТУ, 2014. – 204 с. 
8. Моделювання розвитку структури генеруючих потужностей 
Об'єднаних електроенергетичних систем в умовах впровадження 
ринкових механізмів регулювання діяльності в електроенергетиці / Б.А. 
Костюковський // Пробл. заг. енергетики. — 2007. — № 15. — С. 22-25. 
9. Атомні і теплові електричні станції: Курс лекцій [Електронний ресурс] 
/ О. Ю. Черноусенко. – Київ: КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2020. – 323 с. 
10. Когенераційні технології в малій енергетиці: монографія / В. А. 
Маляренко, О. Л. Шубенко, С. Ю. Андрєєв, М. Ю. Бабак, О. В. 
Сенецький / Харків. нац. ун-т міськ. госп-ва ім. О. М. Бекетова, Ін-т 
109 
проблем машинобуд. ім. А. М. Підгорного. – Харків : ХНУМГ ім. О. М. 
Бекетова, 2018. – 454 с. 
11. Відновлювані джерела енергії / За заг. ред. С.О. Кудрі. – Київ: Інститут 
відновлюваної енергетики НАНУ, 2020. – 392 с. 
12. Електричні машини: навч. посіб. для студ. вищ. навч. закладів /Л. Я. 
Бєлікова, В. П. Шевченко. – О.: Наука і техніка, 2012.– 480 с. 
13. Основи вітроенергетики: підручник / Г. Півняк, Ф. Шкрабець, О75 Н. 
Нойбергер, Д. Ципленков ; М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-
т. – Д.: НГУ, 2015. – 335 с. 
14. Лінза Френеля. Режим доступу: 
https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9B%D1%96%D0%BD%D0%B7%D0
%B0_%D0%A4%D1%80%D0%B5%D0%BD%D0%B5%D0%BB%D1%8
F 
15. Цикл Ранкіна. Режим доступу: 
https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%A6%D0%B8%D0%BA%D0%BB_%D
0%A0%D0%B0%D0%BD%D0%BA%D1%96%D0%BD%D0%B0  
16. Сайт компанії «MANAGEMENT.COM.UA» Режим доступу: 
http://www.management.com.ua/partners/2019/12/26/tipi-sonyachnih-
elektrostantsij-ta-vidi-sonyachnih-batarej/  
17. Двигун Стірлінга. Режим доступу: 
https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%94%D0%B2%D0%B8%D0%B3%D1%
83%D0%BD_%D0%A1%D1%82%D1%96%D1%80%D0%BB%D1%96%
D0%BD%D0%B3%D0%B0  
18. Сегеда М. С. Електричні мережі та системи. Підручник // Львів: 
Видавництво Львівської політехніки, 2009. – 488 с. 
19. Правила улаштування електроустановок. ПУЕ 5-тє вид., перероб. та 
доповнене. – Х.: , 2017. – 736 с. 
20. Романов А.С., Семко І.Б. Спосіб забезпечення стійкості роботи 
енергомереж із міні-електростанціями // Збірник тез доповідей 
студентської науково-практичної конференції ЧДТУ (22–24 квітня 2025 
110 
р.) [Електронний ресурс] / упоряд.: Єгорова О. В., Захарова О. В., 
Тичков В. В. та ін.; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. 
ун-т. Черкаси: ЧДТУ, 2025. С. 120. 
21. Релейний захист і автоматика: Навч. посібник / С. В. Панченко, В. С. 
Блиндюк, В. М. Баженов та ін.; за ред. В. М. Баженова. – Харків: 
УкрДУЗТ, 2020. – Ч. 1. – 250 с. 
22. The contribution of renewable energy to a sustainable energy system/ M.A. 
Uyterlinde, G.H., H. Rösler, N. Kouvaritakis, V. Panos [and others] // 
Energy research Centre at the Netherlands. – 2005. – 146 p. 
23. Chen, L. Conceptual design of a high-speed electromagnetic switch for a 
modified flux-coupling-type SFCL and its application in renewable energy 
system Open Access. – The Author(s), 2016. URL: 
https://springerplus.springeropen.com  
24. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для вузів. 
Вид. 2-е, доправ. та доп. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. 
Рибалко, Л.І.Несен / За ред. академіка НАН України Г.Г.Півняка. - 
Дніпропетровськ: Видавництво НГА України, 2000. - 597 с. 
25. Моделювання електроенергетичних систем засобами PSCAD/EMTDC: 
навчальний посібник / О. М. Павлюк, І. П. Кириленко, В. М. 
Соколовський та ін. — Вінниця: ВНТУ, 2017. — 236 с. 
26. ДСТУ EN 50160:2014 «Характеристики напруги електропостачання в 
електричних мережах загальної призначеності».
ChSTU repository

ChSTU repository preserves and enables easy and open access to all types of digital content including text, images, moving images, mpegs and data sets
