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
Learn More
Please use this identifier to cite or link to this item:
https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7393| Title: | Адаптація роботи систем сонячної генерації аккумуляторного типу до кліматичних умов Черкаської області |
| Authors: | Калейніков, Геннадій Євгенійович Самойленко, Микола Володимирович |
| Keywords: | сонячна генерація;акумулятори |
| Issue Date: | 30-Jan-2025 |
| Abstract: | Об'єктом дослідження кваліфікованої роботи магістра є фотоелектричні установки індивідуальних споживачів малої потужності (до 15 кВт) з двостороннім зв'язком з електричною мережею - фотоелектричні системи (ФЕС) мікрогенерації. Розглядаються і порівнюються між собою три схемні рішення: Мета кваліфікаційної роботи магістра є оцінювання ефективності та економічної привабливості систем сонячної мікрогенерації, а також пошук і обґрунтування районів країни та оптимальних технічних рішень. В результаті виконання роботи було: 1. Оглядово-аналітичне дослідження світового та вітчизняного досвіду розроблення, створення та експлуатації фотоелектричних систем, напрямів і методів поліпшення їхніх енергетичних і техніко-економічних характеристик; 2. Проведення натурних досліджень продуктивності автономної фотоелектричної установки акумуляторного типу для забезпечення розроблюваних динамічних математичних моделей зазначених вище варіантів ФЕС необхідними параметричними даними, включно з урахуванням особливостей роботи електрохімічного накопичувача енергії; 3. Розробка динамічної математичної моделі експериментальної ФЕУ та її верифікація за даними експериментальних досліджень; 4. Розробка динамічних моделей розглянутих варіантів ФЕС для прогнозування з їх використанням енергетичних і техніко-економічних характеристик ФЕС мікрогенерації в умовах різних регіонів; Моделювання роботи ФЕС трьох розглянутих конфігурацій у 2-х репрезентативних місцеположеннях для отримання відповідних енергетичних характеристик, порівняльний аналіз результатів, аналіз чутливості енергетичних показників до зміни типорозмірних параметрів компонентів ФЕС і графіка навантаження. |
| URI: | https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7393 |
| Appears in Collections: | 144 Теплоенергетика (Теплоенергетика) |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| самойленко.pdf Restricted Access | 2.79 MB | Adobe PDF | View/Open Request a copy |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.
Extracted text
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
Кафедра Енерготехнологій
„ЗАТВЕРДЖУЮ”
Завідувач кафедри Енерготехнологій
_______________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ
“___” ___ 2024 р.
МАГІСТЕРСЬКА КВАЛІФІКАЦІЙНА РОБОТА
на тему:
«АДАПТАЦІЯ РОБОТИ СИСТЕМ СОНЯЧНОЇ
ГЕНЕРАЦІЇ АКУМУЛЯТОРНОГО ТИПУ ДО
КЛІМАТИЧНИХ УМОВ ЧЕРКАСЬКОЇ ОБЛАСТІ»
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА
код роботи МКР 24.144.99 ПЗ
Спеціальність 144 - Теплоенергетика
Виконавець роботи:
_________________________ Самойленко Микола Володимирович ______________________
(підпис, дата)
Науковий керівник:
_________________Калейніков Геннадій Євгенійович к.т.н., доц.__________
(підпис, дата)
Рецензент:
____________________________________________________________________
(підпис, дата)
Черкаси, 2024 р.
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Черкаський державний технологічний університет
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
Кафедра Енерготехнологій
„ЗАТВЕРДЖУЮ”
Завідувач кафедри Енерготехнологій
________________ Геннадій КАЛЕЙНІКОВ
“____” _____ 2024 р.
ЗАВДАННЯ
до магістерської кваліфікаційної роботи___Самойленко Микола Володимирович ___________
(прізвище, ім’я та по-батькові студента)
1. Тема «Адаптація роботи систем сонячної генерації акумуляторного типу до кліматичних умов
Черкаської області»
затверджена наказом ректора університету від “____”____. 2024 р., №__________
2. Термін здачі студентом завершеної роботи __10.12.2024____________________________
3. Вихідні дані: __ система електрозабезпечення
4. Перелік питань, які повинні бути розроблені в роботі: Аналіз сучасного стану досліджень і
розробок у світі щодо підвищення ефективності фотоелектричних систем, постановка мети та
завдань дослідження, Експериментальні дослідження особливостей експлуатації
фотоелектричної установки акумуляторного типу, верифікація математичної моделі системи,
Моделювання та оптимізація складу систем сонячного енергопостачання в різних регіонах,
5. Перелік графічного матеріалу: тема роботи, дані про світовий ринок сонячної енергетики,
виробництво сонячної електроенергії в країнах європи, структура механізмів підтримки вде у світі,
схематичне зображення добового навантаження, типова конфігурація з'єднаної з мережею фес,
схема феу однолінійна, зовнішній вигляд експериментальної феу, залежність робочих параметрів
фем від температури, технічні параметри накопичувача електричної енергії, монтажна плата з
елементами керування та контролю, зареєстровані системою моніторингу енергетичні
показники, енергетичні показники, інформаційна діаграма модельованої феу, діаграми
розсіювання інтегральних добових значень енергії, схеми системи фотоелектричної генерації
6. Консультанти з роботи з зазначенням розділів роботи, які їх стосуються
Підпис, дата
Розділ Консультант завдання видав завдання прийняв
Розділи 1-3 Калейніков Г.Е.
ОП та безпека в НС Цікановський В.Л.
7. Дата видачі завдання “_____”______. 2024 р.
Керівник _____________________
Завдання прийняв до виконання _________________
РЕФЕРАТ
Кваліфікаційна робота магістра Самойленка Миколи Володимировича на
тему «Адаптація роботи систем сонячної генерації акумуляторного типу до
кліматичних умов Черкаської області» містить 100 сторінок текстового
документа, 43 використаних джерел, 18 малюнків.
Керівник – Калейніков Г.Е. к.т.н., доц.
Об'єктом дослідження кваліфікованої роботи магістра є фотоелектричні
установки індивідуальних споживачів малої потужності (до 15 кВт) з
двостороннім зв'язком з електричною мережею - фотоелектричні системи (ФЕС)
мікрогенерації. Розглядаються і порівнюються між собою три схемні рішення:
Мета кваліфікаційної роботи магістра є оцінювання ефективності та
економічної привабливості систем сонячної мікрогенерації, а також пошук і
обґрунтування районів країни та оптимальних технічних рішень.
В результаті виконання роботи було:
1. Оглядово-аналітичне дослідження світового та вітчизняного досвіду
розроблення, створення та експлуатації фотоелектричних систем, напрямів і
методів поліпшення їхніх енергетичних і техніко-економічних характеристик;
2. Проведення натурних досліджень продуктивності автономної
фотоелектричної установки акумуляторного типу для забезпечення
розроблюваних динамічних математичних моделей зазначених вище варіантів
ФЕС необхідними параметричними даними, включно з урахуванням
особливостей роботи електрохімічного накопичувача енергії;
3. Розробка динамічної математичної моделі експериментальної ФЕУ та її
верифікація за даними експериментальних досліджень;
4. Розробка динамічних моделей розглянутих варіантів ФЕС для
прогнозування з їх використанням енергетичних і техніко-економічних
характеристик ФЕС мікрогенерації в умовах різних регіонів; Моделювання
роботи ФЕС трьох розглянутих конфігурацій у 2-х репрезентативних
місцеположеннях для отримання відповідних енергетичних характеристик,
порівняльний аналіз результатів, аналіз чутливості енергетичних показників до
зміни типорозмірних параметрів компонентів ФЕС і графіка навантаження.
ЗМІСТ
ВСТУП……………………………………………………………………………….….5
1. АНАЛІЗ СУЧАСНОГО СТАНУ ДОСЛІДЖЕНЬ І РОЗРОБОК У СВІТІ ЩОДО
ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ ФОТОЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ………….…7
1.1 Аналіз ринку, механізмів підтримки та проблем у галузі сонячної енергетики……8
1.1.1 Світовий ринок сонячної фотоенергетики…………………………………....8
1.1.2 Вітчизняний ринок сонячної фотоенергетики………………………………14
1.2 Показники енергетичної ефективності ФЕС……………………………………16
1.2.1 Поняття коефіцієнтів самоспоживання та самодостатності……………….16
1.2.2 Рішення, що поліпшують показники енергетичної ефективності ФЕС…..18
2. ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ОСОБЛИВОСТЕЙ ЕКСПЛУАТАЦІЇ
ФОТОЕЛЕКТРИЧНОЇ УСТАНОВКИ АКУМУЛЯТОРНОГО ТИПУ,
ВЕРИФІКАЦІЯ МАТЕМАТИЧНОЇ МОДЕЛІ СИСТЕМИ…………………………31
2.1 Експериментальні дослідження ФЕУ з НЕЕ…………………………………..32
2.2 Склад і конструктивні особливості експериментальної ФЕУ……………….32
2.3. Імітаційне моделювання експериментальної ФЕУ…………………………..43
2.4 Перевірка моделі за експериментальними даними……………………………46
3. МОДЕЛЮВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ СКЛАДУ СИСТЕМ СОНЯЧНОГО
ЕНЕРГОПОСТАЧАННЯ В РІЗНИХ РЕГІОНАХ………………………….………54
3.1 Система фотоелектричної генерації …………………………………………55
3.2 Моделювання систем фотоелектричної генерації……………………………60
3.2.1 Критерії оцінювання енергетичної ефективності схемних рішень………60
3.2.2 Вихідні дані…………………………………………………………………..62
3.3 Моделювання та параметричний аналіз……………………………………….67
3.4 Порівняння результатів для умов Чернігова і Черкас………………………..76
4. БЕЗПЕКА ЖИТТЕДІЯЛЬНОСТІ ТА ОХОРОНА ПРАЦІ…………………….84
ВИСНОВКИ…………………………………………………………………………96
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………………….……..97
МКР 24.144.99 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Самойленко Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков Зміст
Реценз. Г.Є. магістерської роботи
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
ВСТУП
Актуальність теми дослідження. Світова фотоелектрична енергетика
розвивається високими темпами. У 2018 р. сумарна встановлена потужність
сонячних фотоелектричних станцій (СЕС) у світі перевищила 500 ГВт, а
щорічний приріст потужностей досяг близько 100 ГВт/рік. Таке зростання багато
в чому пояснюється державною підтримкою сонячної енергетики, але насамперед
- значним зниженням вартості фотоелектричних перетворювачів енергії. З
початку нового століття ринкова вартість найпоширеніших фотоелектричних
модулів знизилася у 20-30 разів і продовжує впевнене зниження. Пріоритетним
напрямом розвитку сонячної енергетики в країнах Європи та низці інших країн
стала мікрогенерація: використання невеликих фотоелектричних установок
безпосередньо у споживача енергії з можливістю власного споживання
виробленої електроенергії, продажу надлишків електроенергії в мережу і
купівлею енергії, якої не вистачає, з мережі у відповідні періоди часу.
Останніми роками реалізуються заходи державної підтримки відновлюваної
енергетики. У цій перспективній галузі енергетики побудовано близько 30
мережевих сонячних електростанцій у різних районах країни. До 2024 р. сумарна
встановлена потужність діючих у країні СЕС має досягти близько 1,5 ГВт. До
нововведень цих нормативних документів належать, зокрема:
• запровадження зобов'язань для постачальника-гаранта з придбання
електричної енергії (ЕЕ), виробленої з використанням об'єктів мікрогенерації на
основі ВДЕ, встановлених у споживача ЕЕ;
• виключення податкових зобов'язань у фізичних осіб, які здійснюють
операції з реалізації ЕЕ, виробленої з використанням об'єктів мікрогенерації на
основі ВДЕ;
• спрощення порядку технологічного приєднання та договірних відносин для
споживачів - власників об'єктів мікрогенерації.
Набрання чинності зазначеним законопроектом має сприяти розвитку малої
фотоенергетики в країні, однак зрозуміло, що реальні масштаби практичного
використання сонячної мікрогенерації в районах зі сприятливими для цього
кліматичними умовами визначатимуться її економічною привабливістю, яка,
своєю чергою, залежатиме від тарифних умов, що визначатимуть величину
роздрібної та збутової ціни на електроенергію в конкретних суб'єктах з
урахуванням їхньої приналежності до цінової (ЦЗ), нецінової зон (НЗ) оптового
ринку ЕЕ та потужності чи до тієї, що належить до
Метою роботи є оцінювання ефективності та економічної привабливості
систем сонячної мікрогенерації, а також обґрунтування районів країни та
оптимальних технічних рішень.
Об'єктом дослідження є фотоелектричні установки індивідуальних
споживачів малої потужності (до 15 кВт) з двостороннім зв'язком з електричною
мережею - фотоелектричні системи (ФЕС) мікрогенерації. Розглядаються і
порівнюються між собою три схемні рішення:
Система 1 - без акумулювання енергії; основний елемент - масив
фотоелектричних модулів (ФЕМ), що виробляють енергію для покриття
електричного навантаження, надлишки виробленої ФЕМ енергії передаються в
мережу.
Система 2 - з акумулюванням електричної енергії; надлишки виробленої
масивом ФЕМ енергії, що залишилися після покриття електричного
навантаження, спрямовують пріоритетно в систему накопичення електричної
енергії (НЕЕ), розташовану у споживача, потім - у мережу.
Система 3 - з акумулюванням теплової енергії; надлишки виробленої
масивом ФЕМ енергії, що залишилися після покриття електричного
навантаження, спрямовують пріоритетно у водонагрівач, що забезпечує гаряче
водопостачання (ГВП) споживача, потім - у мережу.
З огляду на сформульовану вище мету та обраний об'єкт дослідження, у
роботі вирішуються такі конкретні наукові завдання:
1. Оглядово-аналітичне дослідження світового та вітчизняного досвіду
розроблення, створення та експлуатації фотоелектричних систем мікрогенерації,
напрямів і методів поліпшення їхніх енергетичних і техніко-економічних
характеристик;
2. Проведення натурних досліджень продуктивності автономної
фотоелектричної установки акумуляторного типу для забезпечення
розроблюваних динамічних математичних моделей зазначених вище варіантів
ФЕС мікрогенерації необхідними параметричними даними, включно з
урахуванням особливостей роботи електрохімічного накопичувача енергії;
3. Розробка динамічної математичної моделі експериментальної ФЕУ та її
верифікація за даними експериментальних досліджень;
4. Розробка динамічних моделей розглянутих варіантів ФЕС для
прогнозування з їх використанням енергетичних і техніко-економічних
характеристик ФЕС мікрогенерації в умовах різних перспективних регіонів;
Моделювання роботи ФЕС трьох розглянутих конфігурацій у кількох
репрезентативних місцеположеннях для отримання відповідних енергетичних
характеристик, порівняльний аналіз результатів, аналіз чутливості енергетичних
показників до зміни типорозмірних параметрів компонентів ФЕС і форми графіка
навантаження.
5. Проведення оцінки та порівняльного аналізу економічних показників
ФЕС мікрогенерації в розглянутих регіонах.
Наукова новизна роботи. Основним результатом, що визначає її наукову
новизну, є такий:
1. Вперше на основі комплексу експериментальних и розрахунково-
теоретичних досліджень виконано порівняльний аналіз енергетичних та
економічних характеристик перспективних конфігурацій ФЕС мікрогенерації з
урахуванням кліматичних особливостей и тарифних особливостей
електроенергетичного ринку оцінено їхню економічну привабливість для
індивідуальних споживачів.
Розділ 1 АНАЛІЗ СУЧАСНОГО СТАНУ ДОСЛІДЖЕНЬ І РОЗРОБОК У
СВІТІ ЩОДО ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ
ФОТОЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ
МКР 24.144.99 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Самойленко Аналіз сучасного стану Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков досліджень і розробок у світі
Реценз. Г .Є. щодо підвищення ефективності
Н. Контр. фотоелектричних систем ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
Розділ 1 АНАЛІЗ СУЧАСНОГО СТАНУ ДОСЛІДЖЕНЬ І РОЗРОБОК У
СВІТІ ЩОДО ПІДВИЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ
ФОТОЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ, ПОСТАНОВКА МЕТИ І ЗАВДАНЬ
ДОСЛІДЖЕННЯ
1.1 Аналіз ринку, механізмів підтримки та проблем у галузі сонячної
енергетики
1.1.1 Світовий ринок сонячної фотоенергетики
За останні 15 років структура світового ринку енергетики зазнала значних
змін, насамперед за рахунок активного розвитку технологій відновлюваної
енергетики, зокрема, вітрової та сонячної. Наразі частка фотоелектричних
потужностей у світовому енергетичному балансі становить близько 10 % [1].
Експоненціальне зростання встановленої потужності фотоелектричних систем
почалося на початку 2000-х. У 2015 р. приріст потужності склав близько 50 ГВт, у
2016 - близько 77 ГВт, у 2017 - 99 ГВт, у 2018 - 109 ГВт [2]. У результаті
встановлена потужність сонячних фотоелектричних електростанцій (далі - СЕС) у
світі станом на кінець 2022 р. становила приблизно 500 ГВт (Рисунок 1.1(а)).
а б
Рисунок 1.1 - Дані про світовий ринок сонячної енергетики: a - динаміка
сумарної встановленої потужності сонячних фотоелектричних станцій [3], б -
сумарна встановлена потужність СЕС за країнами, ГВт.
Лідером у галузі сонячної енергетики з 2013 р. є Китай. У 2016 р. в країні
введено в експлуатацію понад 34 ГВт СЕС, у 2020 р. - близько 53 ГВт. Загальна
потужність фотоелектричних станцій у Китаї на кінець 2022 р. становила близько
130 ГВт.
Найважливішим фактором, що сприяв такому стрімкому розвитку сонячної
енергетики, стало різке зниження вартості фотоелектричних модулів (далі - ФЕМ)
(Рисунок 1.2 (а)) завдяки зростанню конкуренції на ринку та здешевлення
виробництва у зв'язку з перенесенням більшості виробництв до Китаю,
збільшенням обсягів і автоматизацією виробничих процесів. Як наслідок,
собівартість енергії, виробленої фотоелектричними панелями, також значно
знизилася. За даними інституту Фраунгофер а [5], з 1980 по 2015 рік вирівняна
вартість 1 кВт∙год електроенергії, виробленої фотоелектричною станцією (англ. -
Levelized Cost of Electricity, LCOE) [6], впала приблизно в 40 разів, при цьому з
2009 по 2015 рік - більш ніж у 4 рази. У 2016 р. середні світові LCOE для
мережевих СЕС становили 0,131 дол./кВт∙год [7]. За оцінками різних аналітичних
агентств, у перспективі найближчих 10-20 років слід очікувати значного зниження
вартості обладнання, що входить до складу СЕС, зокрема, IRENA прогнозує
зниження вартості ФЕМ на 59% до 2025 р. [8], Bloomberg - на 60% до 2040 р. [9];
вартість свинцево-кислотних і літій-іонних накопичувачів електричної енергії, за
прогнозами IRENA, знизиться на 48 і 58% відповідно до 2030 р. (3].
а б
Рисунок 1.2 Економічні показники ФЕМ
У країнах Західної Європи понад 70% усієї вироблюваної фотоелектричної
енергії генерується індивідуальними виробниками, які є одночасно і споживачами
енергії, або просьюмерами, утворюючи ринок мікророздрібу (Рисунок 1.3).
Рисунок 1.3 - Виробництво сонячної електроенергії в країнах Європи, 2022 р.
Мікрогенерація - виробництво електричної енергії на мікрорівні
установками, розташованими безпосередньо біля споживача енергії з можливістю
власного споживання виробленої електроенергії, продажу надлишків
електроенергії в мережу та купівлі енергії, якої не вистачає, з мережі у відповідні
періоди часу - є одним із пріоритетних напрямів розвитку сонячної енергетики у
світі на сьогодні та розглядається як один з основних чинників подальшого
підвищення частки енергоустановок на основі ВДЕ у загальній структурі
генеруючих установок у світі, а також є одним з основних чинників подальшого
підвищення частки енергоустановок на основі ВДЕ у загальній структурі
генеруючої енергії.
Основним рушієм розвитку ринку фотоенергетики у світі були й
залишаються різноманітні економічні та політичні механізми підтримки, які
дають змогу тією чи іншою мірою компенсувати різницю між витратами на
генерацію енергії та доходами від її використання або продажу в мережу [13].
Найпоширеніший серед них (становить близько 73% всіх заходів підтримки ВДЕ)
(Рисунок 1.4)) - "зелений тариф" або "тариф на подачу" (англ. - Feed-in-Tariffs,
FIT) [14], що регулює взаємовідносини споживача-мікрогенератора та
гарантійного постачальника (далі - ГП).
Рисунок 1.4 - Структура механізмів підтримки ВДЕ у світі
Цей механізм підтримки гарантує власникам фотоелектричних установок
можливість продавати згенеровану електроенергію в мережу за ціною, що
зазвичай забезпечує повернення інвестицій протягом 20 років.
Також виокремити механізм мережевого обліку (англ. - Net-metering) [15],
який продемонстрував свою ефективність у таких країнах як Данія, Нідерланди,
Бельгія, Туреччина, а також у деяких штатах США [16], що дає змогу
індивідуальним споживачам видавати вироблену системами мікрогенерації
енергію в мережу для тимчасового "зберігання" з подальшим задоволенням
попиту на електроенергію з мережі, тобто фактично використовувати
централізовану мережу в як накопичувача нескінченної потужності.
У низці країн наразі використовується такий механізм підтримки, як
портфельні стандарти (англ. - Renewable portfolio Standards, RPS), який зобов'язує
ДП "мати в розпорядженні" певну частку електрики, отриманої з використанням
поновлюваних джерел енергії. Щоб відповідати вимогам, постачальник енергії
може розробляти свої власні сонячні проєкти або купувати сонячну електрику в
агрегаторів чи приватних власників об'єктів сонячної генерації.
Однак у той час як у деяких країнах фотоенергетика тільки набирає обертів і
в них з'являються нові заходи підтримки розвитку цього сектору енергетики, в
інших країнах, які досягли в цій сфері значного розвитку, наразі спостерігається
їхнє скорочення, що пов'язано передусім зі здешевленням генерувального
обладнання та досягненням значної частки сонячної генерації в структурі
енергетики цих країн. На Рисунку 1.5 представлено графік зміни величини
зеленого тарифу в Німеччині з 2000 р., що демонструє, що зелений тариф
зрівнявся з ціною купівлі електроенергії на роздрібному ринку в 2011-2012 рр.,
зробивши продаж виробленої ФЕС мікрогенерації енергії в мережу з цього
моменту невигідним. На початок 2017 р. зелений тариф для невеликих
покрівельних ФЕС уже становив близько 1/3 від роздрібної ціни ЕЕ.
Рисунок 1.5 - Динаміка тарифів на ЕЕ в Німеччині.
На цьому тлі в низці країн (Фінляндія [17], Австралія [18], Німеччина,
Швеція, Іспанія) стало актуальним завдання підвищення споживання виробленої
енергії локально на місці генерації. Додатковим стимулом можна назвати існуючу
політику ціноутворення на роздрібному ринку електроенергії (потужності)
(РРЕМ). У середньому, щонайменше 50% тарифу на ЕЕ на РРЕМ обумовлено
платежами, не пов'язаними безпосередньо з ціною ЕЕ. Цих платежів можна
"уникнути", зменшивши кількість споживаної з мережі енергії за рахунок власної
генерації. Наприклад, розглянемо структуру роздрібної ціни на ЕЕ в Німеччині,
представлену на Рисунку 1.6. Основні 4 складові, що роблять свій внесок
приблизно однаковою мірою, - вартість власне купівлі ЕЕ, надбавка для
споживачів, які купують електроенергію з мережі, податки, а також інші послуги,
без яких електропостачання було б неможливим (послуги з передачі
електроенергії, збутова надбавка, інфраструктурні платежі тощо). Таким чином,
близько ¾ тарифної ставки сформовано складовими, не пов'язаними власне з
ціною ЕЕ.
Рисунок 1.6 - Структура роздрібної ціни на електроенергію в Німеччині
Величина зеленого тарифу при цьому становить менше ніж ½ від роздрібної
ціни електроенергії (у 2017 р. дорівнював 90...130 €/МВт∙год за роздрібної ціни
приблизно 290 €/МВт∙год і оптової ціни ЕЕ 45 €/МВт∙год).
Таким чином, у ситуації, коли собівартість сонячної генерації низька,
зелений тариф низький, а роздрібна ціна мережевої енергії велика, перед
власниками систем мікрогенерації виникає завдання мінімізувати споживання
електричної енергії з мережі шляхом максимального покриття навантаження за
рахунок локальної генерації.
1.1.2 Вітчизняний ринок сонячної фотоенергетики
Наразі розвитку набула тільки велика мережева фотоенергетика, що
зумовлено, головним чином, відсутністю до 2018 р. можливості приєднання
об'єктів локальної генерації до централізованої мережі на законодавчому рівні.
На початок 2017 р. частка СЕС у структурі встановленої потужності
електростанцій об'єднаних енергосистем і ЄЕС становила 0,03% (75,2 МВт) [19].
При цьому обсяги енергії, вироблюваної СЕС, у 2016 р. порівняно з 2015 р. зросли
в 10 разів [20]. Низка великих проектів сонячної енергетики пройшла конкурсний
відбір р [21] і перебуває на різних стадіях реалізації. На кінець 2018 р. плановані
обсяги СЕС становили близько 900 МВт, введення ще близько 800 МВт
заплановано до кінця 2022 р. (Рисунок 1.7) [21]. Згідно з державною стратегією
розвитку поновлюваної енергетики [22], до 2024 р. має бути встановлено 1,52 ГВт
СЕС.
Рисунок 1.7 - Плановані обсяги введення потужностей великих мережевих
фотоелектричних станцій у рамках договорів про надання потужності.
Основною рушійною силою розвитку сонячної енергетики також є державна
підтримка в галузі ВДЕ. Формування інструментів підтримки ВДЕ в країні
розпочалося в 2007 р. з ухвалення поправок до закону "Про електроенергетику", що
фіксують основні положення системи законодавчої підтримки розвитку ВДЕ, після
чого з'явилася низка законодавчих актів [23, 24, 25], які регулюють і стимулюють
впровадження цих технологій на оптовому ринку електричної енергії та
потужності (ОРЕМ).
Перші заходи стимулювання використання ВДЕ на РРЕМ з'явилися у 2015 р.
з прийняттям Постанови "Про стимулювання використання відновлюваних
джерел енергії на роздрібних ринках електроенергії" [26]. Відповідні правові та
організаційні рамки щодо мікрогенерації почали формуватися у 2017 р. із
затвердженням "Плану заходів зі стимулювання розвитку генеруючих об'єктів на
основі відновлюваних джерел енергії зі встановленою потужністю до 15 кВт" [27].
До запропонованих нововведень належать, зокрема:
• введення зобов'язань для ДП з придбання електричної енергії, виробленої
з використанням об'єктів мікрогенерації ВДЕ, встановлених у споживача ЕЕ;
• виключення податкових зобов'язань у фізичних осіб, які здійснюють
операції з реалізації електричної енергії, виробленої з використанням об'єктів
мікрогенерації ВДЕ;
• спрощення порядку технологічного приєднання та договірних відносин
для споживачів-власників об'єктів мікрогенерації.
У листопаді 2018 р. Проєкт закону "Про внесення змін до закону "Про
електроенергетику" в частині розвитку мікрогенерації", який частково містить
зазначені вище положення та пропонує нові, розглянуто на засіданні Уряду і
вийшов на етап першого слухання[28]. Незважаючи на те, що відповідні
законодавчі акти поки що не ухвалено, можливість приєднання об'єктів
мікрогенерації до мережі у споживачів з'явилася ще в середині 2018 р., при цьому
діють позначені в [27] правила.
Набрання чинності зазначених законодавчих актів має сприяти розвитку
малої фотоенергетики в країні. Впровадження систем мікрогенерації видається
особливо корисним у регіонах і віддалених поселеннях, куди невигідно
прокладати дорогі комунікації. Однак зрозуміло, що реальні масштаби
практичного використання сонячної мікрогенерації в районах зі сприятливими
для цього кліматичними умовами визначатимуться її економічною
привабливістю, яка, своєю чергою, залежатиме від тарифних умов, що визначають
величину роздрібної та збутової ціни ЕЕ в конкретних суб'єктах з урахуванням
їхньої приналежності до цінових, нецінових зон оптового ринку електроенергії та
потужності або до територій, не об'єднаних в Єдину національну енергетичну
мережу (технологічно ізольованих енергорайонів).
1.2 Показники енергетичної ефективності ФЕС
1.2.1 Поняття коефіцієнтів самоспоживання та самодостатності
Частку локально спожитої енергії від загальної згенерованої характеризує так
званий коефіцієнт самоспоживання (англ. - self- consumption rate) (далі - Ксп )
[33].
Коефіцієнт самоспоживання найзручніше інтерпретувати за Рисунком 1.10,
де схематично відображено профілі сонячної генерації та енергоспоживання.
Області А і В являють собою загальну кількість спожитої і виробленої
електроенергії відповідно, а область їхнього перетину - C - являє собою
згенеровану масивом ФЕМ енергію, що використовується безпосередньо
об'єктом-споживачем на місці генерації і називається абсолютним
самоспоживанням [34]. Однак у літературі здебільшого використовується термін
"коефіцієнт самоспоживання", що дорівнює відношенню величини сонячної
генерації, споживаної локально, до загального обсягу згенерованої
фотоелектричними модулями енергії, що згідно з Рисунком 1.10 дорівнює:
(1.1)
Рисунок 1.10 - Схематичне зображення добового навантаження (A+C),
загальної кількості згенерованої фотоелектричними панелями енергії (B+C) та
абсолютного самоспоживання (C) споживача, оснащеного ФЕС
Ще однією метрикою енергетичної ефективності ФЕС, яка використовується
в науковій літературі, є коефіцієнт самодостатності (англ. - self-sufficiency rate)
(далі - Ксд ), що дорівнює відношенню кількості енергії, спожитої локально, до
величини попиту на енергію [35]. Інші назви цієї величини - індекс відповідності
навантаження, коефіцієнт покриття навантаження [36], фактор самоспоживання,
індекс самозабезпечення, частка відновлюваних джерел енергії [37].
Коефіцієнт самодостатності показує, якою мірою локальна генерація
задовольняє енергетичні потреби споживача, тобто дорівнює частці покриття
навантаження за рахунок локальної генерації:
(1.2)
Типовий період оцінки цих показників становить 1 рік, що дає змогу
врахувати сезонні коливання та мінімізувати вплив короткострокових випадкових
коливань у генерації та споживанні енергії.
1.2.2 Рішення, що поліпшують показники енергетичної ефективності
ФЕС
Усе різноманіття пропонованих підходів можна умовно розділити на 2 групи:
використання технологій накопичення енергії та управління навантаженням. Ці
технології можуть бути використані окремо, у поєднанні одна з одною або з
іншими методами. Розглянемо їх докладніше.
Використання технологій накопичення енергії
Більша частина проаналізованих досліджень присвячена оцінці потенціалу
підвищення енергетичної ефективності ФЕС за рахунок технологій зберігання
енергії. Наразі на ринку зберігання енергії представлено широку низку
застосованих технологій з різною вартістю, потужністю, енергоємністю,
тривалістю зберігання енергії, часом відгуку, ефективністю, терміном служби,
здатністю до саморозряду [38, 39, 40, 41, 42].
Для систем розподіленої сонячної генерації найчастіше використовують
електрохімічні накопичувачі електричної енергії (НЕЕ).
Електрохімічні накопичувачі енергії
Типова схема використання електрохімічних накопичувачів електричної
енергії в мережевій ФЕС змінного струму представлена на Рисунку 1.11.
Рисунок 1.11 - Типова конфігурація з'єднаної з мережею ФЕС: 1 - ФЕМ, 2 -
інвертор із функціями стеження за точкою максимальної потужності (ТММ) і
контролю заряду НЕЕ, 3 - НЕЕ, 4 - навантаження змінного струму, 5 -
двоспрямований лічильник ЕЕ, 6 - мережа.
Для побутового застосування здебільшого використовують свинцево-
кислотні (СК), літій-іонні (ЛІ), нікель-кадмієві (НК) і нікель-металогідридні (НМ)
НЕЕ [43]. Прикладами порівняно нових технологій зберігання енергії, придатних
для побутового застосування, є натрієво-іонні (НІ) (англ. - sodium-ion), наприклад,
натрій-сірчані (NaS) або натрій-хлорні (NaNiCl), і проточні редокс-накопичувачі
[44]. З перерахованих вище технологій СК НЕЕ - найзріліша і найширше
використовувана технологія зберігання, в основному, завдяки своїй відносній
дешевизні. Важливою обставиною є також те, що для роботи з СК НЕЕ
адаптовано більшість контролерів заряду та інверторів, присутніх на ринку [45].
Літій-іонні накопичувачі електричної енергії за питомими і ресурсними
показниками істотно перевершують аналогічні характеристики інших
електрохімічних накопичувачів, що визначає перспективність їх застосування. У
системах електропостачання на основі ВДЕ [46] незважаючи на високу вартість.
Безсумнівною перевагою ЛІ НЕЕ є висока допустима глибина розряду при
збереженні прийнятних ресурсних характеристик. Один з найперспективніших
різновидів ЛІ НЕЕ - Li4Ti5O12|||NMC, де NMC - суміш літованих оксидів
кобальту, марганцю та нікелю [45].
Численні дослідження, проведені з метою порівняння економічної та
енергетичної ефективності перерахованих вище технологій у системах
мікрогенерації, показали, що СК НЕЕ дають змогу досягти доволі високого
коефіцієнта самоспоживання (у деяких випадках - до 80%) за менших капітальних
витрат, як порівняти з іншими технологіями НЕЕ [39, 40], однак при цьому
капітальні вкладення все ж таки великі.
Важливим практичним питанням є ефективність акумуляторних батарей в
умовах реальної експлуатації, зокрема, за екстремальних температур, а також за
тривалих періодів низької інсоляції, що характерно для значної частини території
у зимовий сезон. Результати експериментальних досліджень ефективності різних
технологій накопичення електричної енергії в умовах низьких температур у
модельних умовах представлено в [31]. Продемонстровано, що одними з
найперспективніших для застосування в холодному кліматі є літій-залізо-
фосфатні акумулятори (LiFePO4) і нікель-кадмієві акумулятори (NiCd). Однак
найбільш достовірні дані можуть бути отримані тільки в результаті тривалої
експлуатації ФЕС у реальних умовах. Експериментальна експлуатація ФЕС з НЕЕ
є незамінним джерелом інформації, що дає змогу прогнозувати термін служби
сонячної установки та її компонентів, враховувати особливості їхньої роботи під
час проєктування ФЕС у різних умовах.
Системи накопичення енергії загального користування
Ефективним з точки зору підвищення коефіцієнта самоспоживання ФЕС
може бути об'єднання домогосподарств у локальну ізольовану
мікроенергосистему з єдиною системою НЕЕ, в якій обмін енергією відбувається
всередині цієї групи споживачів. При цьому використання таких так званих
комунальних систем НЕЕ є найактуальнішим у разі динамічного ціноутворення на
ринку електроенергії (коли вартість спожитої енергії залежить від години доби), а
також за наявності заборони видачі електроенергії в мережу в нічний час [32],
тоді як використання такого підходу в умовах "плоского" тарифу (коли величина
тарифу на ЕЕ є однаковою впродовж доби) найчастіше не дає відчутного
економічного ефекту.
Потенціал використання системи НЕЕ загального користування для
згладжування піку енергоспоживання на рівні району сильно чутливий до
величини ємності накопичувача. Крім того, акумулятор малої ємності з великою
часткою ймовірності матиме менший термін служби через обмежений ресурс
циклів заряду/розряду, тоді як батарея великої ємності дасть змогу скоротити
кількість циклів і глибину розряду, і, відповідно, збільшити термін служби батареї
[23, 24]. Нарощування потужності системи НЕЕ, у свою чергу, пов'язане зі
зростанням капітальних витрат [25, 26].
У зв'язку з цим, актуальним питанням є розробка підходів і методів
визначення оптимальної енергоємності системи НЕЕ для систем
енергопостачання одиничних споживачів або груп споживачів.
У вітчизняних і зарубіжних публікаціях методики проєктування й оптимізації
енергоустановок на основі ВДЕ, зокрема, ФЕС, представлені досить широко [26
27]. Аналіз результатів низки досліджень, спрямованих на пошук оптимальної
ємності системи НЕЕ, показав, що:
- для розв'язання задачі згладжування піку енергоспоживання за критеріями
балансу між коефіцієнтами самоспоживання та самодостатності й величини
чистої наведеної вартості [28, 29] у середньому оптимальну потужність системи
зберігання розраховують зі співвідношення 0,75...1 кВт∙год на 1 МВт∙год річного
енергоспоживання. При цьому наголошується, що найбільшого ефекту можна
досягти, використовуючи НЕЕ в поєднанні з масивом ФЕМ, потужність якого
підбирають зі співвідношення 1 кВтпик на 1 МВт∙год річного енергоспоживання.
За такого співвідношення можна домогтися зниження кількості спожитої з мережі
енергії на 20...50% залежно від стратегій управління системою НЕЕ, що
використовуються (максимальний ефект досягається з використанням
евристичних алгоритмів управління за умови близького до ідеального
прогнозування перетікань енергії в системі (профілів генерації та споживання)).
Батареї електротранспорту
Активне поширення електричних і гібридних автомобілів, що
використовують акумуляторні батареї високої енергоємності, відкриває додаткові
можливості щодо збільшення самоспоживання систем мікрогенерації. Результати
низки досліджень [20, 21, 22] демонструють очевидні переваги "розумного"
заряду електромобілів, що полягає в підлаштовуванні під профіль сонячної
генерації: це дає змогу не тільки значно збільшити коефіцієнт самоспоживання (у
деяких випадках - до 90%), а й знизити величину пікового споживання потужності
на 30...70%, що може дати значний економічний ефект під час роботи в цінових
категоріях електроенергії, які передбачають динамічне ціноутворення та(або)
плату за потужність.
Цікавим рішенням, що дає змогу також збільшити частку використаної на
місці згенерованої енергії та знизити споживання з мережі у пікові години, є
використання в житлових приміщеннях автомобільних батарей, що відпрацювали
ресурс [23].
Варто підкреслити, що ефективність застосування будь-якої з розглянутих
вище технологій накопичення електричної енергії залежить багато в чому від
обраного алгоритму управління НЕЕ. Наприклад, стандартний алгоритм, за якого
НЕЕ заряджається тільки за наявності надлишку сонячної генерації та
розряджається в години вечірнього мережевого піку, теж може бути доволі
ефективним, однак можуть бути використані й інші, більш складні алгоритми, які
дають змогу мінімізувати обмін енергією з мережею. Наприклад, можливість
заряду НЕЕ не тільки від масиву ФЕМ, а й від мережі в нічний час для покриття
ранкового піку електроспоживання [35].
Накопичувачі теплової енергії
Енергія, вироблена фотоелектричною системою, також може бути
перетворена в тепло. Високі показники самоспоживання у разі включення в
схемне рішення накопичувача теплової енергії (далі - НТЕ) досягаються завдяки
тому, що всі надлишки сонячної генерації, які припадають зазвичай на середину
дня, використовують для нагрівання гарячої води для подальшого її використання
у вечірні та нічні години, на які найчастіше припадає пік споживання гарячої
води. Таким чином, вироблена ФЕС мікрогенерації енергія витрачається на місці
по максимуму, при цьому за рахунок того, що вода нагрівається попередньо,
скорочується потужність навантаження в години пікового споживання мережі,
що, крім такого плюса, як розвантаження мережі, також може допомогти досягти
значної економії.
Використання технологій сонячної генерації для покриття навантажень на
опалення та ГВП представляє величезний інтерес, оскільки на них припадає
значна частка всієї споживаної енергії (у північних широтах - 50...60% від
загального споживання енергії [ 24, 25]). Однак потенціал підвищення Ксп
визначається багато в чому кліматичними особливостями місцевості: наприклад, у
північних широтах у середньому попит на тепло та надлишок сонячної радіації
негативно корелюють упродовж року, тоді як у південних широтах потреба в
енергії, значну частину якої становить навантаження на охолодження, корелює з
добовим і річним приходом сонячної радіації позитивно. Зазначається, що чим
вищий рівень теплоізоляції в будівлях, тим меншим є потенціал підвищення
конкурентоспроможності ФЕС за рахунок прямого електричного опалення,
особливо за відсутності НЕЕ (наприклад, у будівлях із низьким і середнім
стандартом енергетичної ефективності [26, 27], для яких на покриття теплового
навантаження припадає 20...30% від загального енергоспоживання, а також для
будинків із нульовим споживанням енергії [28]).
Прогнозується, що в умовах подальшого зниження собівартості
фотоелектричної енергії та зростання цін на органічне паливо, зокрема на нафту
(згідно з прогнозом U.S. Energy Information Administration [29], до 2050 року ціни
на нафту становитимуть понад 100 $ за барель), використання ФЕМ для нагріву
води буде дедалі більш затребуваним. Таке технічне рішення може бути
ефективним засобом зниження пікового споживання та підвищення коефіцієнта
самоспоживання для споживачів з переважанням енерговитрат на нагрівання
води, що характерно, зокрема, для промислових підприємств (наприклад, для
молочного заводу [20]).
Використання виробленої масивом ФЕМ електричної енергії на нагрівання
води є особливо привабливим у випадку, коли у власності споживача вже є
водонагрівач, що використовує для нагрівання води електричну мережу або,
наприклад, газ [18]. Питанням оцінки привабливості застосування
фотоелектричних водонагрівачів на основі побутових електронагрівачів
присвячено низку досліджень [27], проте ефективність таких пристроїв у
високоширотних кліматичних умовах, що характеризуються одночасним
зниженням приходу сонячного випромінювання та збільшенням теплового
навантаження в зимовий час, вивчена слабо. В одній з таких робіт показано, що в
умовах країн Північної Європи при правильно підібраних розмірах масиву ФЕМ і
бака-водонагрівача за рахунок фотоелектричної генерації в літній час
навантаження ГВП може бути покрито повністю або практично повністю [17].
При цьому важливим залишається питання підбору оптимальних розмірів
бака-водонагрівача, масиву ФЕМ і навантаження ГВП, тому що при певних
розмірах сонячної батареї збільшення бака-водонагрівача в якийсь момент
перестає вести до збільшення ефективності системи. Таким чином, потенціал
використання ФЕМ для електричного і теплового навантаження для підвищення
самоспоживання може бути високим, однак у зв'язку з тим, що теплове
навантаження зростає взимку, коли зазвичай рівень сонячної радіації низький,
таке рішення має передбачати наявність додаткових джерел тепла.
Використання ФЕМ для підготовки гарячої води передбачає наявність у
схемі пристрою, що дає змогу спрямовувати згенеровану електричну енергію у
водонагрівач. Роль такого пристрою може виконувати спеціалізований контролер
для систем нагріву води з використанням фотоелектричних батарей [22] або
контролер, призначений для розподілу потоків енергії в системі сонячної генерації
між навантаженнями залежно від пріоритету живлення [23].
• Основними перевагами фотоелектричного нагрівача як пристрою
підготовки гарячої води перед традиційними сонячними водонагрівальними
установками (далі - СВУ) [24] є:
• низькі початкові витрати, оскільки в багатьох будинках часто вже є
водонагрівач (бойлер);
• зростання ефективності фотоелектричного водонагрівача при зниженні
температури навколишнього повітря (ефективність СВУ зі зниженням
температури падає), що найсуттєвіше для установок, які працюють у помірних і
високих широтах, особливо в зимовий час;
• менша інерційність;
• простота монтажу ФЕМ [18];
• простота схемного рішення (відсутній теплоносій, а отже і проміжний
теплообмінник, циркуляційні насоси тощо);
• можливість експлуатації в північних широтах, тоді як для СВУ це
неприпустимо через ризик замерзання теплоносія.
Серед недоліків фотоелектричного водонагрівача порівняно з СВУ можна
виділити необхідність у значно більшій площі ФЕМ для покриття аналогічного
навантаження ГВП внаслідок меншого ККД ФЕМ порівняно з ККД СВУ.
Пристрої, що комбінують у собі фотоелектричний модуль і сонячний
тепловий колектор - сонячні термофотоелектричні перетворювачі, або PV/T-
панелі, - також знайшли свою нішу застосування завдяки здатності працювати за
низького рівня інсоляції [25]. Ця конструкція дає змогу скоротити втрати енергії
ФЕМ, зумовлені зниженням ККД при підвищенні температури модулів, за
рахунок охолодження ФЕМ теплоносієм сонячного колектора. Відзначається
потенціал їх використання для збільшення Ксп в умовах обмеженості доступної
площі під розміщення приймачів сонячного випромінювання, наприклад, у
міському середовищі в Китаї [26]. Водночас, PV/T панелям притаманні перелічені
вище недоліки СВУ [27].
Як і у випадку з електрохімічними накопичувачами енергії, частка спожитої
локально енергії від загальної виробленої ФЕС за рахунок використання
водонагрівача може бути значно збільшена при впровадженні в схему більш
складних алгоритмів управління "зарядом" бака водонагрівача, в цьому разі -
нагрівальним елементом, або ТЕНом. Так, у [21] за рахунок використання
прогнозуючого контролера (англ. - Model Predictive Control, MPC) для керування
Теном залежно від прогнозної продуктивності ФЕМ вдається досягти повнішого
використання як ресурсу водонагрівача, так і енергії сонця: у сонячні години
здійснюється нагрівання
"про запас" до досить високих температур (близько 80°С), тоді як вночі
контролер дає змогу воді охолонути нижче 50°С. Таке рішення дало змогу
скоротити витрати на купівлю електроенергії з мережі на 15%.
Порівняння електрохімічних і теплових накопичувачів енергії
Вибір на користь тієї чи іншої технології зберігання енергії індивідуальний
для кожного застосування і має ґрунтуватися на низці чинників, таких як,
наприклад, вартість обладнання, особливості графіка навантаження, необхідна
частка покриття навантаження, кліматичні умови.
Результати дослідження [28], присвяченого порівняльному техніко-
економічному аналізу НЕЕ (зокрема, СК і ЛІ) і НТЕ з погляду здатності
збільшувати коефіцієнт самоспоживання, показали, що використання
фотоелектричної енергії на нагрівання води для наступного її використання на
опалення або ГВП є більш ефективним з економічного погляду і може
забезпечити внутрішню норму прибутковості інвестицій (англ. - Internal Rate of
Return, IRR) [29] 7%, тоді як цей показник для СК НЕЕ дорівнює -6,5%. Також
показано, що незважаючи на вищу вартість ЛI НЕЕ порівняно з СК НЕЕ (у
середньому в 2,5 раза вищу), вони мають меншу вирівняну вартість LCOE.
Порівняння Ксп при використанні свинцево-кислотних НЕЕ і НТЕ в умовах
Швеції в парі з масивом ФЕМ встановленою потужністю 5 кВтпик показало, що
енергетичний ефект від їхнього використання практично однаковий, у той час як
СК НЕЕ програють в економіці [20] щонайменше у 2 рази.
Включення ФЕМ у схему нагріву води дало змогу знизити витрати на
купівлю електроенергії з мережі з 21% до 65%, водночас термін окупності
становив 4 роки.
У деяких випадках ефективнішим інструментом підвищення Ксп може бути
комбінування НЕЕ і НТЕ порівняно з варіантами використання тільки однієї з
технологій зберігання [21, 22].
Керування навантаженням
Концепція управління попитом або навантаженням, УС (англ. - Demand Side
Management, DSM) передбачає застосування комплексу заходів, спрямованих на
оптимізацію енергетичної системи на стороні споживача [23]. У контексті цього
дослідження під цим терміном мається на увазі зсув енергоспоживання окремих
категорій навантажень або приладів-споживачів з годин пікового споживання на
години з максимальною сонячною генерацією, внаслідок чого може бути значно
зменшене навантаження на мережу, а також скорочено платежі за ЕЕ та передачу
потужності [24]. Ця технологія набула доволі широкого поширення у США та
низці країн Європи [25, 26].
Управління попитом може здійснюватися вручну або автоматично (водночас
другий підхід передбачає наявність системи зберігання енергії, керованих
електроприладів та інтелектуальних лічильників, а також системи прогнозування
продуктивності ФЕМ, а ефективність такої схеми залежить від застосованого
алгоритму управління розподіленою енергосистемою, а також від ухвалених на
території, яку розглядають, тарифних рішень у сфері електроенергетики).
Для аналізу впливу алгоритмів управління попитом на коефіцієнт
самоспоживання використовуються як методи математичного моделювання, так і
експериментальні дослідження. Моделювання виконується на основі фактичних
даних про генерацію та споживання енергії або прогнозних даних про погоду.
Існує низка методів УС, серед яких найпоширенішими та найефективнішими
[27] є:
- зниження пікових навантажень (англ. - peak shaving),
- зсув навантаження з пікових на непікові години (англ. - load shifting),
особливо ефективний інструмент під час дії тарифів, що залежать від часу
споживання [28, 29].
Ефективність застосування технологій УС багато в чому залежить від
гнучкості навантаження. Зрушення енергоспоживання деяких побутових приладів
із великими енерговитратами на години максимальної генерації та/або непікові
години (пральна машина, сушарка, посудомийна машина) можна досить легко
реалізувати, а отже, зробити його ефективним.
За малих надлишків фотоелектричної генерації УС є перспективною
технологією, ефективність якої для розв'язання задачі підвищення
самоспоживання може дорівнювати або перевищувати ефективність використання
НЕЕ.
Варто зазначити, що незважаючи на високу ефективність технологій УС, у
загальному випадку це не є самостійним рішенням. Комбінування методів УС з
НЕЕ дає змогу досягти більш значного і стабільного енергетичного та
економічного ефекту: алгоритми управління попитом дають змогу більш повно
використовувати енергію в години малого приходу сонячної енергії, а включення
в систему НЕЕ - використовувати надлишки генерації в години, коли сонячна
генерація відсутня. Таке "гібридне" рішення особливо необхідне за високого
попиту на електроенергію і слабкої маневреності навантаження, що характерно,
зокрема, для промислових споживачів [24]. Ефективність зв'язки системи НЕЕ і
технологій УС за умови "часозалежної" тарифної ставки було доведено в низці
досліджень [20, 21, 22]. При цьому досліджували різні варіації стратегії
управління системою НЕЕ, проте всі вони передбачали розряд накопичувача в
години мережевого піку, що припадає в середньому на період з 8 до 12 год і з 17
до 21 год.
Концепція УС отримала назву "цінозалежне управління попитом" або
"цінозалежне зниження споживання" (ЦЗЗСП). Першим заходом стимулювання
споживачів до вирівнювання графіків навантаження в країні було впровадження
диференційованих за часом доби тарифів, а наступним кроком - ухвалення
постанови, відповідно до якої споживачі ОРЕМ можуть подавати заявки для
участі в конкурентному відборі потужності (КОМ), що проводиться системним
оператором, і за фактом відбору заявки в КОМ беруть на себе зобов'язання щодо
зниження споживання за певних економічних сигналів ринку електроенергії з
отриманням виручки за здійснення такого зниження споживання. Механізм ЦЗСП
формально діє з 2017 р., однак ця програма все ще перебуває на етапі розроблення
та тестування. Крім того, вона призначена тільки для споживачів ОРЕМ з
фактичною потужністю понад 5 МВт. Реалізація технологій управління попитом
серед учасників ОРЕМ наразі не здійснюється. У зв'язку з цим, технології УС
наразі не будуть розглянуті як самостійне рішення для підвищення
конкурентоспроможності ФЕС мікрогенерації. Однак спрощена форма УС,
реалізація якої доступна споживачеві на рівні власного домогосподарства, що
полягає в певному підстроюванні споживачем власного добового графіка
електроспоживання під графік приходу сонячної радіації, може бути розглянута
як доповнення до технічних рішень з накопичувачами енергії.
Висновки з розділу
1. Представлено результати оглядово-аналітичного дослідження стану
розробок і практичного використання технологій фотоелектричної мікрогенерації
у світі. Проаналізовано передумови та перспективи розвитку мікрогенерації.
2. Виявлено необхідні умови забезпечення економічної ефективності
ФЕС мікрогенерації в термінах коефіцієнтів самоспоживання і самодостатності
фотоелектричної генерації.
3. Проаналізовано технічні рішення, спрямовані на підвищення
конкурентоспроможності ФЕС мікрогенерації, насамперед - за рахунок
підвищення самоспоживання, тобто скорочення видачі виробленої
фотоелектричними модулями енергії в мережу, та підвищення частки покриття
електричного навантаження. Серед них найпоширеніші рішення, що містять
накопичувачі електричної енергії. При цьому за дешевизною, зрілістю технології
та доступністю на ринку перевагу мають свинцево-кислотні акумулятори.
Перспективним, але менш поширеним рішенням є включення до складу ФЕС
мікрогенерації накопичувача теплової енергії у вигляді водонагрівача для
використання надлишків генерації, що утворилися після покриття електричного
навантаження. Ще одним рішенням є застосування технологій управління
попитом. Однак, в умовах України наразі може бути реалізовано тільки
самостійне перебудовування добового графіка електроспоживання на рівні
домогосподарств для більшої відповідності графіку надходження сонячної
радіації.
Однією з основних переваг першого, "традиційного", підходу є можливість
відкладеного використання виробленої ФЕС енергії на покриття електричного
навантаження в години відсутності сонячного випромінювання (наприклад, у
вечірній пік навантаження). Основний недолік - високі початкові вкладення в
накопичувачі електричної енергії. При цьому, важливим практичним питанням є
чутливість ресурсних показників і ефективності роботи накопичувачів
електричної енергії до реальних неоптимальних умов експлуатації (зокрема,
тривалих періодів низької інсоляції та низької температури).
Основними перевагами другого схемного рішення, що включає накопичувач
теплової енергії, є менші капітальні вкладення і менші витрати на покриття
навантаження ГВП, яке в багатьох випадках робить значний внесок в
енергоспоживання, особливо в північних широтах. Однак ефективність такого
схемного рішення може варіюватися залежно від кліматичних умов, тому що в
північних широтах попит на тепло та надлишок сонячної радіації негативно
корелюють упродовж року, тоді як у південних широтах потреба в енергії, значну
частину якої становить навантаження на охолодження, позитивно корелює з
добовим і річним надходженням сонячної радіації.
Третє рішення за його самостійного застосування може бути недостатньо
продуктивним для підвищення самоспоживання та частки покриття
навантаження, однак може дати ефект у разі використання спільно з технологіями
накопичення енергії.
Представлені в науковій літературі результати аналізу техніко-економічної
ефективності накопичувачів теплової та електричної енергії у складі ФЕС
мікрогенерації здебільшого не є репрезентативними, тому що їх виконано для
специфічних кліматичних, тарифних та інших умов, і вони не можуть бути
поширені на Українські реалії.
Виходячи з вищесказаного, визначено мету дослідження: оцінювання
енергетичної ефективності та економічної конкурентоспроможності
фотоелектричних систем мікрогенерації, а також пошук і обґрунтування районів
країни й оптимальних технічних рішень, що їх забезпечують.
При цьому, дослідження має бути виконано щодо декількох схемних
конфігурацій ФЕС мікрогенерації: з акумулюванням електричної енергії,
акумулюванням теплової енергії та без акумулювання.
Розділ 2. ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ОСОБЛИВОСТЕЙ
ЕКСПЛУАТАЦІЇ ФОТОЕЛЕКТРИЧНОЇ УСТАНОВКИ
АКУМУЛЯТОРНОГО ТИПУ, ВЕРИФІКАЦІЯ МАТЕМАТИЧНОЇ МОДЕЛІ
СИСТЕМИ
МКР 24.144.99 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Самойленко Експериментальні Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков дослідження особливостей
Реценз. Г .Є. експлуатації фотоелектричної
Н. Контр. установки акумуляторного типу, ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков верифікація математичної моделі
системи
Розділ 2. ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНІ ДОСЛІДЖЕННЯ ОСОБЛИВОСТЕЙ
ЕКСПЛУАТАЦІЇ ФОТОЕЛЕКТРИЧНОЇ УСТАНОВКИ
АКУМУЛЯТОРНОГО ТИПУ, ВЕРИФІКАЦІЯ МАТЕМАТИЧНОЇ МОДЕЛІ
СИСТЕМИ
2.1 Експериментальні дослідження ФЕУ з НЕЕ
Експериментальні дослідження ФЕУ в рамках дослідження були спрямовані,
насамперед, на:
• отримання актуальної інформації про енергетичні показники роботи ФЕМ,
НЕЕ і фотоелектричної установки (ФЕУ) загалом для оцінювання ефективності
установки та її окремих компонентів (зокрема, НЕЕ) в несприятливих
кліматичних умовах;
• відпрацювання методик проєктування ФЕС і систем моніторингу та
збирання даних; верифікацію модулів програмного середовища TRNSYS для
їхнього використання під час моделювання роботи компонентів системи в різних
кліматичних умовах.
2.2 Склад і конструктивні особливості експериментальної ФЕУ
Однолінійну схему установки представлено на Рисунку 2.1, зовнішній вигляд
установки та її окремих компонентів - на Рисунку 2.2.
Основними елементами системи є:
• 2 монокристалічні фотоелектричні модулі MSW-180/90 (24 В) з
двосторонньою світлочутливістю;
• Контролер заряду НЕЕ і стеження за точкою максимальної потужності
(ТММ) ФЕМ Morningstar's SunSaver MPPT 15А (24 В);
• 2 гелевих свинцево-кислотних акумулятори RRA12-260DG (12 В) (Ritar);
• Навантажувальний стенд зі світлодіодними світильниками сумарною
потужністю 250 Вт.
Номінальна напруга системи - 24 В. Графік навантаження - постійний
протягом доби, величина навантаження варіювалася від сезону до сезону (у
зимові місяці становила 109 Вт, весняні та осінні - 131 Вт, літні - 194 Вт).
Рисунок 2.1 - Схема ФЕУ однолінійна: ФЕМ 1, ФЕМ 2 - фотоелектричний
модуль, КЗ 1, КЗ 2 - контролер заряду, НЕЕ 1, НЕЕ 2 - акумуляторна батарея, А
1...А 4 - автоматичний вимикач, К 1, К 2 - контактор, Н - навантаження, D - датчик
струму, напруги, К 1, К 2 - контактор, Н - навантаження.
Сонячні модулі розташовуються на даху, решта обладнання - в
неопалюваному критому приміщенні на верхньому поверсі корпусу. Нижня
кромка сонячних модулів розташована на висоті 0,55 м від рівня землі. Висота
секції - близько 2,7 м, ширина - близько 2,3 м.
Реалізовано механічну зміну кута нахилу ФЕМ до горизонту від 42° до 72°
для максимізації приходу сонячної радіації, завдяки чому в процесі
експериментальної експлуатації установки здійснювали сезонну зміну кута від 42°
у літні місяці до 57° - у міжсезоння та 72° - у зимові місяці.
а) б)
в
Рисунок 2.2 - Зовнішній вигляд експериментальної ФЕУ: а - фотоелектричні
модулі на опорній конструкції з лицьового боку і піранометр, розміщений у
площині модуля (ліворуч); б - ФЕМ з тильного боку, в - НЕЕ.
Розглянемо докладніше технічні та енергетичні характеристики компонентів
ФЕУ.
Використання в установці фотоелектричних модулів із двосторонньою
світлочутливістю було зумовлено їхнім відносно високим ККД (понад 16%), що
досягається, зокрема, завдяки практично прозорості для інфрачервоного
випромінювання, що є критичним у зв'язку з впливом температури модуля на
ефективність сонячної генерації (Рисунок 2.3). Завдяки цьому модулі менше
нагріваються в процесі експлуатації (до 40...50°С проти 50...60°С у модулів з
односторонньою світлочутливістю), а отже, мають менші втрати.
Рисунок 2.3 - Залежність робочих параметрів ФЕМ від температури модуля
за стандартних умов випробувань (англ. - Standard Test Conditions, STC)
(освітленість 1000 Вт/м2 , спектр випромінювання AM 1.5, температура
навколишнього середовища 25°С) (побудовано за допомогою ПЗ PVSyst [24] для
досліджуваної моделі ФЕМ)
У процесі експлуатації тильна поверхня модуля не була задіяна (не
використовували світловідбивних підстильних поверхонь), тому в експериментах
і розрахунках ураховували тільки характеристики лицьового боку ФЕМ (наведено
в Таблиці 2.1 [25]).
Таблиця 2.1 - Технічні параметри ФЕМ MSW-180/90 (24 В) за стандартних
умов випробувань
Параметр Величина
Площа модуля, м2 1,27
Кількість комірок у модулі, шт. 72 (6×12)
Номінальна потужність, Вт 180
Струм максимальної потужності, A 5,29
Струм короткого замикання, А 6,22
Напруга холостого ходу, В 42,8
Номінальний ККД, % 14,2
Вольт-амперні характеристики (ВАХ) використовуваних ФЕМ за різної
інтенсивності потоку сонячної енергії представлено на Рисунку 2.4.
Рисунок 2.4 - Вольт-амперні характеристики ФЕМ MSW-180/90 (24 В)
(побудовані за допомогою ПЗ PVSyst)
Накопичувач електричної енергії
Основні характеристики акумуляторних батарей Prosolar RRA12-260DG
наведено в Таблиці 2.2.
Таблиця 2.2 - Технічні параметри НЕЕ Prosolar RRA12-260DG
Параметр Величина
Технологія Гелевий, глибокого розряду
Ємність, А∙год 260
Номінальний ККД, % 95
Максимальний струм розряду, А 2600
Максимальний струм заряду, А 52,0
Внутрішній опір, Ом 8,0
Циклів заряду/розряду при 50% глибині розряду, шт. 1100
Пристрій контролю заряду НЕЕ і точки максимальної потужності ФЕМ
Для управління процесом заряду НЕЕ і вибору оптимального робочого
режиму ФЕМ до складу ФЕУ було включено контролер заряду з функцією
максимального відбору потужності від ФЕМ MorningStar Sunsaver SS-MPPT-15L.
Основні параметри контролера наведено в Таблиці 2.3 [26].
Таблиця 2.3 - Технічні параметри MPPT-контролера Morningstar SunSaver
MPPT 15А (24 В)
Параметр Величина
Номінальна сила струму, А 15
Номінальна напруга, В 24
Піковий ККД, % 97,5
Максимальна сила струму від НЕЕ, А 15
Діапазон напруги НЕЕ, В 7-36
Максимальна потужність панелей, що підключаються, Вт 400 Вт
Струм навантаження, А 15
Система контролю, захисту та управління СКЗУ складається з комутаційної
апаратури, програмованого реле, системи моніторингу ФЕУ, що містить пристрої
безпосереднього вимірювання поточних параметрів устаткування та пристрої
реєстрації даних, і блока живлення, а також перетворювач змінної напруги 220 В,
50 Гц на напругу постійного струму 24 В і елементи світлової індикації.
Комутаційну, керівну, вимірювальну та реєструвальну апаратуру
конструктивно розміщено в шафі керування, виготовленій на основі шафи фірми
"Schneider Electric", на монтажній платі Внутрішнє наповнення шафи наведено на
Рисунку 2.5.
На лівій бічній стороні шафи встановлено розетки зі змінною напругою 220
В, на правій - розетка для підключення навантаження. У нижній і верхній
частинах шафи передбачено вентиляційні отвори для безперешкодної циркуляції
повітря всередині шафи. На дверцятах шафи встановлено стрілочні прилади
марки М42300 для вимірювання струмів і напруг.
Окремо варто зупинитися на особливостях архітектури та функціоналу
системи моніторингу та збору даних експериментальної ФЕУ.
Моніторинг параметрів фотоелектричних систем та їхніх компонентів, а
також параметрів зовнішнього середовища необхідний для:
виявлення та усунення неполадок у вузлах системи;
аналізу особливостей роботи на тривалих інтервалах експлуатації, виявлення
факторів, що найбільше впливають на роботу компонентів системи;
забезпечення можливості порівняння продуктивності фотоелектричних
систем і особливостей роботи в різних кліматичних умовах.
10
11
Рисунок 2.5 - Монтажна плата з елементами керування та контролю ФЕУ: 1 -
контролер заряду; 2 - реле ланцюга навантаження, 3 - реле ланцюга акумулятора,
4 - панель налаштування вимірювальних каналів; 5 - блок живлення власних
потреб, 6 - клемні колодки, 7 - промисловий контролер, 8 - автоматичні вимикачі,
9 - пристрій моніторингу та збору даних, 10 - запобіжник, 11 - роз'єм
У межах цього дослідження найбільший інтерес становив аналіз впливу
несприятливих кліматичних умов, а саме - тривалого періоду низької інсоляції, на
ефективність і тривалість терміну служби СК НЕЕ.
Виходячи з поставлених завдань, на основі аналізу архітектури та
особливостей систем моніторингу ФЕС, було сформовано універсальний
мінімальний склад вимірюваних характеристик:
Параметри зовнішнього середовища: інтенсивність потоку сонячної енергії в
площині ФЕМ із сезонною зміною кута нахилу;
Характеристики роботи масиву ФЕМ: струм у ланцюзі ФЕМ; напруга на
затискачах ФЕМ; стан поверхні ФЕМ (затінення, запилення, сніговий покрив).
Характеристики ФЕУ загалом: струми і напруги в усіх вузлах системи (ФЕМ,
НЕЕ, навантаження).
Незважаючи на те, що залежно від призначення установок (мережева/
автономна, навчально-наукова), використовуваних елементів апаратної частини
системи моніторингу та виду ПЗ склад вимірюваних параметрів може
доповнюватися, вимірювані характеристики повинні давати основу для
визначення миттєвих та інтегральних значень ККД ФЕМ, енергетичних балансів
установки загалом та її окремих елементів, залежностей зазначених величин від
кліматичних умов. Систему моніторингу реалізовано на основі крейтової
вимірювальної системи LTR фірми L-Card (елемент 9 на рисунку). На вхід
системи надходять сигнали напруги фотоелектричних батарей, акумуляторних
батарей, навантаження, струми фотоелектричних батарей, струм акумуляторних
батарей, струм навантаження. Для вимірювання сили струму служать
вимірювальні шунти, напруги - калібрувальні дільники. Вимірювані параметри
відображаються в режимі реального часу на аналогових вольтметрах і
амперметрах, вбудованих у дверцята шафи керування, а також записуються у
файли формату .txt для їх подальшого оброблення. Обробка і візуалізація
вимірюваних величин здійснюється за допомогою ПЗ PowerGraph v.3.0 [28].
Сумарна сумарна енергія, що приходить на приймальну поверхню ФЕМ сонячна
радіація фіксується піранометром QMS101 фірми Kipp & Zonen, розташованим у
площині ФЕМ.
Методологія та результати експериментальних досліджень ФЕУ
Методологія
Натурні експерименти проводилися з жовтня 2022 по липень 2023 рр.
Показання піранометра фіксувалися з інтервалом 30 с, струми і напруги у вузлах
системи - з інтервалом 5 с. Паралельно проводилося опрацювання
експериментальних даних.
Під час опрацювання експериментальних результатів розраховували: суми
сумарної сонячної радіації та енергії, виробленої ФЕМ, а також розбаланс напруг
на НЕЕ (динаміка різниці напруг акумуляторів), а саме: моду (найчастіше
повторюване значення), середнє та максимум - за кожну добу; ККД ФЕМ і ККД
ФЕУ - середньодобові та середньомісячні значення. Ці величини дають змогу
оцінити реальну поведінку системи в окремі місяці та виявити ризики, пов'язані із
забезпеченням гарантованості живлення споживача в цьому кліматичному регіоні.
Перелік вимірюваних і розраховуваних характеристик наведено в Таблиці 2.4.
Таблиця 2.4 - Перелік вимірюваних і розраховуваних характеристик ФЕУ
Вимірювані параметри Інтервал Розраховувані величини (добові и
вимірювань середньомісячні значення)
Напруги на ФЕМ. АКБ, навантаженні; 5 с - Енергія, вироблена ФЕМ;
Струми через ФЕМ, НЕЕЕ. Навантаження; 5 с Енергія, що прийшла в навантаження
Сумарна сонячна радіація на похилу 30 с - ККД ФЕМ
- ККД установки загалом;
поверхню.
- - Розбаланс напруг на НЕЕ.
На першому етапі експериментальної експлуатації проводили
налагоджувальні випробування окремих елементів і системи загалом, зокрема
перевірку й оперативну модернізацію системи моніторингу падаючої сонячної
радіації та вихідних характеристик системи. У процесі експлуатації неодноразово
проводили заходи щодо технічного та конструктивного вдосконалення системи.
Протягом усього періоду експлуатації особливу увагу приділяли аналізу
поведінки НЕЕ.
Результати експериментальних досліджень
Продуктивність ФЕУ
Приклад картини, що відображає динаміку енергетичних характеристик, які
реєструє система моніторингу ФЕУ, показано на Рисунку 2.6.
Деякі результати експериментальних досліджень за весь період
експериментальної експлуатації ФЕУ (зокрема, верхні та нижні межі енергії, що
виробляється масивом ФЕМ, для кожного місяця), подано в [39]. Показники
середньодобової та сумарної місячної продуктивності, середньої за місяць добової
радіації та середнього за місяць ККД за 2022 рік представлено на Рисунку 2.7.
Рисунок 2.6 - Зареєстровані системою моніторингу енергетичні показники
ФЕУ 1 червня 2023 року (день із високою інтенсивністю потоку сонячної енергії).
в інтерфейсі ПЗ Powergraph: 1,2 - струми ФЕМ 1 і ФЕМ 2, 3, 4 - напруги НЕЕ 1 і
НЕЕ 2, 5 - струм у ланцюзі навантаження, 6 - сумарний струм у ланцюзі системи
НЕЕ, 7, 8 - напруги ФЕМ 1 і ФЕМ 2, 9 - напруга в ланцюзі навантаження
Рисунок 2.7 - Енергетичні показники ФЕУ за 2023 р. (кожному параметру
відповідає своя шкала з відповідним номером)
Дослідження роботи НЕЕ
Аналіз динаміки різниці напруг акумуляторів за 2022 рік (Рисунок 2.8)
показав поступове, майже синхронне наростання моди і середнього значення
(близько 0,33 В за 6 місяців) з відносно різким наростанням максимуму (близько
2,5 В за 8 місяців експлуатації установки). При цьому добовий максимум мав
тенденцію до різкого наростання в зимовий період, що пояснюється наявністю
низьких температур і тривалими безсонячними періодами. Враховуючи робочий
інтервал напруг НЕЕ від 11,4 до 13,4 В, такі величини розбалансу є досить
істотними і призводять до втрати працездатності акумуляторних батарей за
досить короткі строки, що, з огляду на високу вартість акумуляторів, є важливим
для споживачів.
Рисунок 2.8 - Динаміка розбалансу акумуляторних батарей протягом 2023
року (кожному параметру відповідає своя шкала з відповідним номером)
Виникнення несиметричності розряду акумуляторних осередків у складі
акумуляторної батареї, так званого "розбалансу" акумуляторів, можна пояснити
таким чином: акумуляторні осередки-"банки", з послідовного набору яких
складаються НЕЕ, з якоїсь причини (наприклад, у разі недотримання технології
виготовлення або умов зберігання) мають відмінні один від одного
характеристики, а контролер заряду НЕЕ, який вимірює напругу на всій батареї, а
не на окремих акумуляторних осередках, фіксує різницю напруг окремих
елементів (на осередках) і вносить зміни у їх характеристики. Експлуатація НЕЕ в
такому режимі призводить до швидкого зношування окремих осередків
акумулятора, за рахунок чого втрачається сумарна ємність НЕЕ, а різниця
характеристик осередків інтенсивно наростає і з часом призводить до втрати
робочих характеристик НЕЕ.
Для розв'язання проблеми розбалансу в схему з послідовним з'єднанням
батарейних елементів було включено балансувальний пристрій (англ. - Battery
елементі і перерозподіляє енергію між ними. Після вжиття цих заходів і заміни
НЕЕ на нові проблему було вирішено. Таким чином, експериментально
підтверджено необхідність балансування свинцево-кислотних батарейних
елементів для підтримки працездатного стану СК НЕЕ в умовах тривалої
відсутності сонячної радіації. Більш повно проблему розбалансу акумуляторних
комірок у складі експериментальної ФЕУ висвітлено в [39].
2.3 Імітаційне моделювання експериментальної ФЕУ
Аналіз наукової літератури засвідчив, що для розв'язання задач моделювання
та оптимізації систем фотоелектричної генерації, а також гібридних енергетичних
систем, які містять ФЕМ, найширше використовують такі програмні засоби:
TRNSYS, MATLAB (Simulink), HOMER Pro, PVSyst, причому як окремо, так і в
комбінації один з одним. Вибір тих чи інших програмних засобів для досліджень
залежить від поставлених завдань. Важливим фактором є надання програмою
доступу до релевантних баз кліматичних даних, що становлять інформаційну
основу моделювання та проектування установок.
TRNSYS
Програмний продукт TRNSYS (A TRaNsient SYstems Simulation Program)
(31] розроблено в 1975 р. Вісконсинським Університетом і Університетом
Колорадо (США). Незважаючи на те, що спочатку його основним призначенням
було динамічне моделювання сонячних теплових установок.
Наразі TRNSYS довів свою ефективність як середовище моделювання
гібридних систем, включно з сонячно-дизельними, вітро-сонячними та іншими.
TRNSYS містить велику бібліотеку ФОРТРАН-модулів, необхідних для
керування процесом моделювання; модулів, що описують поведінку різних
елементів, які зазвичай використовують у теплових та електричних системах з
поновлюваними джерелами енергії, а також низки допоміжних модулів, зокрема
призначених для введення й виведення даних, їхнього опрацювання й аналізу.
Конфігурацію модельованої системи задає користувач у вигляді спеціального
файлу опису зв'язків між її елементами (в останніх версіях TRNSYS генерується
спеціальною програмою зі зручним графічним інтерфейсом). Модульний характер
TRNSYS, наявність вихідного коду і чітких правил опису та зв'язування модулів
дають змогу користувачеві створювати власні модулі та включати їх до
моделювальних систем, розширюючи, таким чином, можливості системи. З його
допомогою можуть бути досліджені як автономні, так і мережеві системи
енергопостачання.
Великою перевагою TRNSYS є можливість і зручність проведення
параметричних досліджень з метою оптимізації складу і характеристик
компонентів досліджуваних систем (для цього призначено спеціальний плагін із
комплекту постачання, TRNEdit). Також є можливість експорту та імпорту даних
у/з MATLAB.
У результаті моделювання можна отримати динамічні дані про теплову та
енергетичну ефективність усіх системних компонентів (32, 70]. Програмні
функції дають змогу інтегрувати результати з будь-яким часовим інтервалом
(секунди, години, дні, тижні, місяці або рік), що робить опрацювання та аналіз
результатів зручним, особливо під час моделювання на тривалому часовому
інтервалі [21].
MATLAB (Simulink)
MATLAB - це система математичного моделювання компанії Mathworks, що
являє собою пакет прикладних програм, написаних однойменною мовою
програмування (33]. ПЗ надає користувачеві можливість розв'язання задач
високої обчислювальної складності з різних галузей знань, а також широкі
можливості щодо роботи з даними.
Окремо слід виділити середовище імітаційного моделювання динамічних
систем Simulink, що входить до пакета програм MATLAB. У ньому функціональні
моделі пристроїв і систем, як і в TRNSYS, створюються шляхом комбінування
компонентів-блоків із вбудованої бібліотеки або створених користувачем. Одна з
основних відмінностей Simulink від TRNSYS полягає в тому, що модулі
компонентів у Simulink являють собою блоки глибших рівневих складових,
завдяки чому у користувача є можливість змінити параметри будь-якої моделі на
рівні "електроніки". Ця особливість, незважаючи на її очевидні переваги, створює
певний "поріг входу" для користувачів, тому що використання Simulink вимагає
наявності базових знань у галузі електроніки.
Математична модель, що описує створену в Simulink імітаційну модель,
формується так само, як і в TRNSYS, автоматично. Додаткові можливості для
дослідження складних електротехнічних та енергетичних систем дає
використання середовища Simulink спільно з пакетом розширення
SimPowerSystems. Simulink також надає можливість проведення параметричних
досліджень. Важливою перевагою програмного середовища є можливість
виконання в ньому ж опрацювання результатів моделювання, або, наприклад,
супутніх техніко-економічних розрахунків [31].
Обмеженням використання MATLAB можна вважати високу вартість
ліцензії.
HOMER Pro
HOMER Pro (Hybrid Optimization of Multiple Energy Resources) - популярне в
науковому співтоваристві програмне забезпечення для оптимізації гібридних
систем на основі відновлюваних джерел енергії, розроблене Національною
лабораторією відновлюваних джерел енергії США [34]. HOMER має широкий
функціонал і бібліотеки компонентів, що включають більшість джерел
розподіленої генерації (як на основі ВДЕ, так і на органічному паливі), технологій
зберігання енергії, електричних і теплових навантажень, перетворювачів
постійного і змінного струму. Є можливість дослідження як з'єднаних з мережею,
так і автономних систем електро- і теплопостачання. Великою перевагою ПЗ є
можливість виконання повного циклу аналізу системи від моделювання
енергетичних характеристик до оптимізації її конфігурації за обраним критерієм.
Додаткову цінність становлять такі функції програми, як генерація графіків
навантаження (як на основі введених користувачем значень, так і з використанням
загальнодоступних даних [35]), а також можливість включення до моделі
створених користувачем елементів управління (функцій MATLAB), наприклад,
для включення до схеми унікального алгоритму заряду акумуляторних батарей.
Однією з основних переваг цього програмного середовища як засобу
параметричних досліджень та оптимізації є простота роботи з ним за рахунок
зрозумілого користувацького інтерфейсу. Серед недоліків ПЗ можна виокремити
"поверховість" отриманих результатів з погляду електротехніки: немає
можливості дослідження енергетичних параметрів систем та їхніх компонентів
(струмів, напруг у системі, тощо).
На основі аналізу переваг кожного з розглянутих програмних засобів з
урахуванням цілей даного дослідження - детального динамічного моделювання
енергетичних параметрів ФЕС різних конфігурацій з можливістю параметричної
оптимізації - було обрано програмне середовище TRNSYS.
2.4 Перевірка моделі за експериментальними даними
Інформаційна діаграма експериментальної установка у TRNSYS
Інформаційна діаграма експериментальної ФЕУ, створена в середовищі
моделювання TRNSYS, що являє собою схему зв'язків між компонентами
установки, які імітує стандартний модуль вбудованої в ПЗ бібліотеки, наведена на
Рисунку 2.9.
Рисунок 2.9 - Інформаційна діаграма модельованої ФЕУ
Перелік модулів, що використовуються в інформаційній діаграмі, наведено в
Таблиці 2.5.
Таблиця 2.5 - Склад інформаційної діаграми ФЕУ
Компонента Тип модуля в
TRNSYS
1 Масив ФЕМ Тип 94а
2 Контролер заряду і стеження за ТММ Тип 48с
3 Батарея НЕЕ Тип 47с
4 Модуль введення даних про температуру Тип 9а
5 Модуль введення даних про радіацію та нагр. Тип 9а
6,7,9,11 Модуль проміжних обчислень Тип Equa
10 Модуль обробки результатів Тип 28б
8 Модуль графічної візуалізації Тип 65d
Докладний математичний опис використаних модулів наведено в (3],
короткий опис основних компонентів наведено нижче.
Модель ФЕМ
В основі модуля Type 94а, що імітує фотоелектричний модуль, лежить
чотирипараметрична еквівалентна схема (Рисунок 2.10), яка описує поведінку
моно- і мультикристалічних ФЕМ (передбачається, що нахил кривої вольт-
амперної характеристики (ВАХ) в умовах короткого замикання дорівнює нулю)
[16]:
(2.1)
Рисунок 2.10 - Еквівалентна електрична схема фотоелектричного елемента
(чотирипараметрична модель):IL - фотострум, ID - зворотний струм насичення
діода, Rs – внутрішній опір
У моделі будується крива ВАХ модуля в кожен момент часу на основі
величин чотирьох параметрів, представлених на Рисунку 2.10, а також даних про
сонячну радіацію і температуру.
У розрахунку використовувалися основні технічні параметри
фотоелектричного модуля MSW-180/90 (24 В), що входить до складу
експериментальної установки (див. Таблицю 2.1). Основні параметри модуля Type
94a наведено в Таблиці 2.6.
Таблиця 2.6 - Параметри модуля TRNSYS Type 94a (* - у стандартних
тестових умовах)
Параметр Значення
1 Струм короткого замикання*, А 6,22
2 Напруга холостого ходу*, В 42,8
3 Температура навколишнього середовища*, К 298
4 Радіація*, кДж/м2 3600
5 Напруга ФЕМ у ТММ, В 34
6 Струм ФЕМ у ТММ, А 5,7
7 Температурний коефіцієнт Isc *, А/К 0,0088
8 Температурний коефіцієнт Voс *, В/K -0,0152
9 Кількість комірок у модулі, шт. 72
10 Кількість ФЕМ, з'єднаних послідовно, шт. 1
11 Кількість ФЕМ, з'єднаних паралельно, шт. 2
12 Номінальна робоча температура ФЕМ (NOCT), K 314
13 Температура навколишнього середовища, відповідна 293
NOCT, К
14 Радіація, що відповідає NOCT, кДж/м2 2880
15 Площа ФЕМ, м2 1,27
16 Ширина забороненої зони напівпровідника, еВ 1,12
Модель контролера заряду НЕЕ і робочої потужності ФЕМ
Цей компонент моделюється за допомогою модуля Type 48с зі стандартної
бібліотеки TRNSYS. Модуль розподіляє генеровану ФЕМ потужність між НЕЕ і
навантаженням постійного струму. Контролер також виступає регулятором
напруги НЕЕ, не допускаючи його перезарядження або занадто глибокого
розряду, а також підтримує фотоелектричну батарею в оптимальному з погляду
величини потужності, що відбирається, режимі роботи. Стратегію управління
зарядом/розрядом НЕЕ, реалізовану в моделі, докладно описано в [16].
Важливо зазначити, що в цій системі не допускається зарядка НЕЕ від
електричної мережі (ФЕУ - автономна). Водночас є можливість оцінити, скільки
енергії могло б бути продано в мережу, коли акумулятор повністю заряджений і
виникає надлишок сонячної генерації.
Параметри модуля взято з паспортних характеристик і налаштувань
контролера MPPT MorningStar SS 15 A (24 В), що використовується у фізичній
моделі (Таблиця 2.3). Перелік параметрів модуля наведено в Таблиці 2.7.
Таблиця 2.7 - Основні параметри модуля контролера TRNSYS Type 48с
Параметр Значення
1 ККД регулятора, % 95
2 ККД перетворювача (інвертора), % 96
3 Максимальний рівень заряду НЕЕ, % 100
4 Мінімальний рівень заряду НЕЕ, % 40
Накопичувач електричної енергії
Свинцево-кислотний НЕЕ моделюється за допомогою модуля Type 47c, в
основі якого лежить математична модель Шепарда (докладний математичний
опис модуля наведено в [26]), що дає змогу визначати напругу розряду/заряду
НЕЕ в кожен момент часу.
Параметри модуля НЕЕ взяті з паспортних даних акумуляторних батарей, які
використовуються у фізичній моделі (2 НЕЕ з'єднані послідовно) (Таблиця 2.2).
Основні параметри модуля наведено в Таблиці 2.8.
Таблиця 2.8 - Параметри модуля НЕЕ TRNSYS Type 47с
Параметр Значення
1 Енергоємність одного осередку, А∙год 43,3
2 Осередків, з'єднаних послідовно, шт. 1
3 Осередків, з'єднаних паралельно, шт. 12
4 Ефективність перетворення енергії, % 90
5 Максимальний струм заряду на 1 комірку, А 8,66
6 Максимальний струм розряду на 1 комірку, А -8,66
7 Максимальна напруга в розрахунку на 1 комірку, В 2,4
Результати імітаційного моделювання
Верифікація моделі за добовими енергетичними показниками
Верифікація моделі була проведена за даними літніх місяців 2022 р. На вхід
моделі подавалися експериментально отримані годинні суми сумарної сонячної
радіації в площині нахилу масиву ФЕМ (шпаруватість вимірів - 30 с), а також
середні годинні значення температури повітря (оскільки температуру в процесі
експлуатації установки не реєстрували, було взято годинні дані, виміряні
метеорологічною станцією м.Черкаси).
Діаграми розсіювання, що демонструють результати порівняння модельних і
експериментальних показників продуктивності ФЕМ і ФЕУ загалом, наведено на
Рисунку 2.11.
а б
Рисунок 2.11 - Діаграми розсіювання інтегральних добових значень енергії,
що прийшла в навантаження (а) та виробленої ФЕМ (б), отриманих у у результаті
фізичного та математичного моделювання
Для теплої пори року середнє значення похибки модельних значень
продуктивності ФЕМ відносно виміряних становить 4%, продуктивності ФЕУ
загалом - 12...13%. Коефіцієнти кореляції дорівнюють 0,99 і 0,91 відповідно. Для
зимових місяців відносні похибки значно вищі, що можна пояснити відомими
особливостями роботи пристроїв перетворення енергії у складі ФЕС (контролерів,
інверторів) за малих величин радіації (деякі моделі пристроїв мають високі
граничні значення увімкнення) [38].
Для обґрунтування можливості застосування розробленої моделі для аналізу
продуктивності фотоелектричних систем в інших регіонах і в різні сезони року
виконано аналіз залежності відносної похибки результатів, отриманих під час
моделювання, від експериментально виміряних значень середньодобової
потужності сонячного випромінювання. Аналізувалися результати для кількох
зимових і літніх місяців року для охоплення різних поєднань кліматичних
параметрів. Для розрахунку середньодобової потужності сонячного
випромінювання тривалість світлового дня брали відповідну до кожного місяця
(наприклад, для червня - 15 год, для грудня - 7 год).
Відносну похибку модельних значень продуктивності масиву ФЕМ
розраховували за такою формулою:
(2.2)
де P - сумарна добова продуктивність масиву ФЕМ за результатами
екс
моделювання, Вт∙год, Ppv поз
иці - сумарна добова продуктивність масиву ФЕМ за
я
результатами експерименту, Вт∙год.
У результаті отримано (Рисунок 2.12), що для середньодобової потужності
сонячного випромінювання понад 100 Вт/м2 (що характерно для теплої половини
року в умовах Москви) похибка моделювання продуктивності ФЕМ не перевищує
10-15%, тобто перебуває в допустимих межах [11].
За середньодобової потужності сонячного випромінювання менше 100 Вт/м2
величини похибки значно зростають (можливі причини зазначено вище). Таким
чином, можна сказати, що на результати моделювання продуктивності ФЕМ
можна покладатися за величини середньодобової потужності сонячного
випромінювання понад 100 Вт/м .2
Рисунок 2.12 - Залежність відносної похибки δpv від середньодобової
потужності потоку сонячного випромінювання
Водночас для ФЕУ загалом ця залежність не виражена; крім того, середня
похибка сильно відрізняється для теплої і холодної половини року (у першому
випадку становить близько 13-15%, у другому для окремих днів досягає 100% і
вище). Очевидно, основний вплив на похибку чинив режим експлуатації фізичної
моделі експериментальної установки, що припускав повний розряд НЕЕ
наприкінці кожної доби, тоді як у математичній моделі таку умову в алгоритмі
роботи системи враховано не було.
Отримані результати дають змогу говорити про адекватність математичної
моделі та похибку, що не перевищує (загалом за широким рядом зовнішніх умов
інсоляції) 13-15%.
Висновки з розділу
Виконано тривалі експериментальні дослідження продуктивності автономної
фотоелектричної установки акумуляторного типу. Зібрано та проаналізовано дані
про інтенсивність потоку сонячного випромінювання і показники продуктивності
установки за тривалий період, які можуть бути використані для цілей
проєктування ФЕС.
На основі накопичених у результаті довгострокової експериментальної
експлуатації ФЕУ даних про її продуктивність та актинометричні характеристики
підтверджено адекватність створеної в програмному середовищі TRNSYS
імітаційної моделі, зокрема, модулів, що описують поведінку ФЕМ, НЕЕ та
пристрою контролю й керування, для моделювання ФЕС у різних кліматичних
умовах.
Показано, що включення до складу ФЕС накопичувача електричної енергії
пов'язане з низкою ризиків, пов'язаних із чутливістю їхніх робочих характеристик
до тривалого періоду низьких значень падаючої сонячної радіації та від'ємних
температур, зокрема, дострокового виходу з ладу НЕЕ через розбалансування
напруг на елементах НЕЕ.
Сформульовано умови, які необхідно враховувати під час проєктування
фотоелектричних систем з НЕЕ, а також рекомендації щодо запобігання
зазначеному вище ефекту, які передбачають включення до складу системи
балансувального пристрою.
Розділ 3 МОДЕЛЮВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ СКЛАДУ СИСТЕМ
СОНЯЧНОГО ЕНЕРГОПОСТАЧАННЯ
МКР 24.144.99 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Самойленко Моделювання та оптимізація Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков складу систем сонячного
Реценз. Г.Є.
енергопостачання
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
Розділ 3 МОДЕЛЮВАННЯ ТА ОПТИМІЗАЦІЯ СКЛАДУ
СИСТЕМ СОНЯЧНОГО ЕНЕРГОПОСТАЧАННЯ
3.1 Система фотоелектричної генерації 1
Система першого типу (Рисунок 3.1) - базовий варіант, основним елементом
якого є фотоелектричні модулі, що виробляють енергію для покриття
електричного навантаження. Акумулювання в системі не передбачено. Надлишки
енергії передаються в мережу, звідки, своєю чергою, забирається енергія на
покриття навантаження в період відсутності або недостатності падаючої сонячної
радіації.
Рисунок 3.1 - Схема системи фотоелектричної генерації 1: 1 -
фотоелектрична батарея, 2 - інвертор з функцією стеження за точкою
максимальної потужності (ТММ), 3 - навантаження змінного струму, 4 -
двонаправлений лічильник ЕЕ, 5 - мережа
Основні компоненти, зокрема, модуль ФЕМ, використовуються ті самі, що й
у розділі 2.2.2. Модель елемента управління потоками енергії, або контролера,
відрізняється тим, що в цьому разі вона працює в режимі, який унеможливлює
наявність НЕЕ в системі. Вихідними параметрами регулятора є 4 величини:
енергія, що надійшла на контролер, енергія, що пішла в навантаження,
надлишкова енергія (відправлена в мережу) та енергія, спожита з мережі.
Інформаційну діаграму модельованої системи наведено на Рисунку 3.2,
коментар до діаграми - у Таблиці 3.1.
Рисунок 3.2 - Інформаційна діаграма системи 1 у середовищі TRNSYS
Таблиця 3.1 - Компоненти інформаційної діаграми системи 1
Компонента Номер
модуль у
TRNSYS
1 Масив ФЕМ Тип 94а
2 Контролер заряду і стеження за ТММ Тип 48с
4,7,8,9,13 Модуль проміжних обчислень Тип Equa
5 Модуль введення даних про навантаження Тип 9а
6 Модуль введення кліматичних даних Тип 15-6
12 Модуль графічної візуалізації Тип 65d
11 Модуль обробки результатів і виведення в текстовий Тип 28б
файл
Система фотоелектричної генерації 2 (система 2)
Система другого типу містила в собі як фотоелектричні модулі, так і СК
НЕЕ, що забезпечують покриття навантаження в години відсутності сонячної
радіації (Рисунок 3.4). Надлишки сонячної генерації після покриття електричного
навантаження передаються в мережу. Система має двоспрямований зв'язок з
мережею (можливість видачі енергії в мережу і споживання з мережі).
Загальний принцип роботи системи полягає в такому: електрична енергія, що
генерується масивом ФЕМ, насамперед витрачається на покриття електричного
навантаження. Якщо вироблена електрична енергія перевищує попит, а НЕЕ не
повністю заряджений, надлишкова енергія використовується на його заряд. Коли
НЕЕ повністю заряджений, надлишок електричної енергії передається в мережу.
За відсутності сонячного випромінювання або низького його рівня енергія,
накопичена в НЕЕ, витрачається на покриття електричного навантаження. Якщо
накопиченої енергії не вистачає або вихідна потужність НЕЕ нижча, ніж
потужність навантаження, навантаження живиться від мережі. Заряд НЕЕ від
мережі не дозволений.
Рисунок 3.3 - Схема системи фотоелектричної генерації 2: 1 -
фотоелектрична батарея, 2 - інвертор з функціями стеження за точкою
максимальної потужності (ТММ) і контролю заряду НЕЕ, 3 - НЕЕ, 4 -
навантаження змінного струму, 5 - двонаправлений лічильник ЕЕ, 6 – мережа
Інформаційну діаграму модельованої системи наведено на Рисунку 3.5,
коментар до діаграми - у Таблиці 3.2.
Рисунок 3.4 - Інформаційна діаграма системи 2 у середовищі TRNSYS
Таблиця 3.2 - Компоненти інформаційної діаграми системи 2
Компонента Номер модуля в
TRNSYS
1 Масив ФЕМ Тип 94а
2 Контролер заряду і стеження за ТММ Тип 48с
3 Батарея НЕЕ Тип 47с
4,7,8,9,13 Модуль проміжних обчислень Тип Equa
5 Модуль введення даних про навантаження Тип 9а
6 Модуль введення кліматичних даних Тип 15-6
10,12 Модуль графічної візуалізації Тип 65d
11 Модуль обробки результатів и виведення в текстовий файл Тип 28б
Моделі основних компонентів (фотоелектричного модуля та акумуляторної
батареї) використовуються ті самі, що й для системи 1 (розділ 3.2.2).
Система фотоелектричної генерації 3 (система 3)
Система третього типу містить у собі фотоелектричні модулі, електричне
навантаження, а також додаткове теплове навантаження і накопичувач теплової
енергії у вигляді ємнісного водонагрівача з ТЕНом (Рисунок 3.6).
Загальний принцип роботи системи полягає в такому: електрична енергія, що
генерується масивом ФЕМ, витрачається насамперед на покриття електричного
навантаження споживача. Якщо вироблена електрична енергія перевищує попит,
надлишкова енергія використовується для нагріву води в баку водонагрівача
(якщо температура води в ньому не перевищує максимальне значення, прийняте
рівним 95°С). Якщо акумулятор гарячої води повністю "заряджений"
(температура води в баку досягла максимального значення), надлишкова
електрична енергія передається в мережу. У разі, коли сонячного випромінювання
недостатньо для повного покриття електричного навантаження, або воно відсутнє,
електричне навантаження покривається з мережі.
Рисунок 3.5 - Схема системи фотоелектричної генерації 3: 1 -
фотоелектрична батарея, 2 - інвертор з функціями стеження за ТММ ФЕМ, 3 -
контролер для скидання надлишків у водонагрівачі, 4 -ємнісний водонагрівач, 5 -
навантаження змінного струму, 6 - двонаправлений лічильник ЕЕ, 7 – мережа
Інформаційна діаграма системи 3 наведена на Рисунку 3.7, коментар до
діаграми - у Таблиці 3.3.
Рисунок 3.6 - Інформаційна діаграма системи 3 у середовищі TRNSYS
Таблиця 3.3 - Компоненти інформаційної діаграми системи 3
Компонента Номер модуля в
TRNSYS
1 Модуль введення кліматичних даних Тип 15-6
2,4,7,8,10, Модуль проміжних обчислень Тип Equa
11,13,19
3 Масив ФЕМ Тип 94а
5,18 Модуль графічної візуалізації Тип 65d
6 Модуль введення даних про навантаження Тип 9а
3 Батарея НЕЕ Тип 47с
9 Контролер заряду і стеження за ТММ Тип 48с
12,14,17 Модуль введення даних про навантаження ГВП Тип 14h
15 Водонагрівач Тип 4а
16,18 Модуль обробки результатів і виведення в текстовий Тип 28б
файл
Модель регулятора
Модель регулятора напруги на НЕЕ і контролю потужності ФЕМ у цьому
розділі було використано таку саму, як і в розділі 2.2.2, однак у цьому випадку він
працює тільки в режимі пристрою стеження за ТММ ФЕМ. Вихідними
параметрами регулятора є 4 величини: енергія, що надійшла на контролер,
енергія, що пішла на навантаження, надлишкова енергія (спрямована на ТЕНи) і
енергія, що не спожита первинним електричним навантаженням (нестача енергії).
Модель бака-акумулятора Type4a
У цьому випадку модуль Type 4 (повний опис модуля наведено в [16]) імітує
резервуар для підготовки та зберігання гарячої води. Холодна вода надходить у
нижню частину бака; наприкінці кожного часового інтервалу будь-які
температурні інверсії в резервуарі усуваються шляхом перемішування його
вмісту. На нагрівальний елемент спрямовуються керувальні сигнали залежно від
величини надлишків генерації ФЕМ і температури води в баку водонагрівача.
3.2 Моделювання систем фотоелектричної генерації
3.2.1 Критерії оцінки енергетичної ефективності схемних рішень
Як критерії енергетичної оцінки описаних вище схемних рішень було
прийнято критерії, визначені в Розділі 1.2, а саме:
- річний середній коефіцієнт самоспоживання К :сп
Для системи 1 (без акумулювання) він дорівнює відношенню величини
сонячної енергії, використаної навантаженням Edu до потенційно згенерованої
енергії E :pv
(3.1)
Для системи 2 (з НЕЕ) цей коефіцієнт визначається співвідношенням між
кількістю виробленої масивом ФЕМ енергії, що була використана напряму
навантаженням Edu та на заряд НЕЕ Ebc , до загальної згенерованої масивом
ФЕМ енергії E :pv
(3.2)
Для системи 3 зі скиданням надлишків генерації в НТЕ коефіцієнт
самоспоживання дорівнює відношенню всієї спожитої локально електричної
енергії від ФЕМ (на покриття електричного навантаження Edu і навантаження
ГВП Eheater) до загальної згенерованої масивом ФЕМ енергії E :pv
(3.3)
- річний середній коефіцієнт самодостатності системи К :сд
Для системи 1 цей коефіцієнт дорівнює відношенню кількості виробленої
масивом ФЕМ енергії, використаної безпосередньо навантаженням Edu , до
сумарного річного електричного навантаження E :l
(3.4)
Для системи 2 коефіцієнт самодостатності дорівнює співвідношенню
кількості виробленої масивом ФЕМ енергії, використаної безпосередньо
навантаженням Edu або через заряд і наступний розряд НЕЕ на навантаження Ebd
) до сумарного річного електричного навантаження El :
(3.5)
Для системи зі скиданням надлишків генерації в НТЕ коефіцієнт
самодостатності розраховується за формулою, аналогічною (3.4):
(3.6)
Для врахування виробленої масивом ФЕМ енергії, відправленої в бак
водонагрівача, вводиться додатковий показник енергетичної ефективності -
коефіцієнт, що характеризує частку покриття навантаження ГВП за рахунок
мікрогенерації, що дорівнює відношенню кількості енергії, що пішла від ФЕМ у
водонагрівач, Eheater, до річного навантаження ГВП E :dhw
(3.7)
Аналіз продуктивності модельованих систем виконувався виходячи зі
сформованих у розділі 1.2.1 умов, а саме виходячи із забезпечення:
у цінових зонах та в ізольованих енергорайонах, для яких збутова ціна нижча
за роздрібну, - максимального споживання виробленої ФЕМ енергії на місці
генерації, тобто найбільшого К ;сп
у нецінових зонах, а також в ізольованих енергорайонах, для яких збутова
ціна є вищою або дорівнює роздрібній, - найбільшої частки покриття
електричного навантаження, тобто коефіцієнта самодостатності Ксд , і частки
покриття навантаження ГВП К сдгвс .
У процесі моделювання також було виконано параметричні дослідження
впливу різних чинників на величини зазначених вище параметрів.
3.2.2 Вихідні дані
Профілі електричного та теплового навантажень
Точність і ступінь обґрунтованості енергетичних та економічних оцінок
залежить великою мірою від того, наскільки адекватні вихідні дані закладено в
модель. В ідеальному випадку бажаним є використання реальних даних про
електричне навантаження з високою роздільною здатністю за річний або
триваліший період, а також статистично достовірних часових послідовностей
сумарної сонячної радіації на приймальну поверхню ФЕМ, унаслідок чого було б
враховано співвідношення навантаження та генерації електричної енергії в кожен
момент часу. При цьому, як зазначено в Розділі 1, для отримання обґрунтованих
результатів потрібен розгляд для кожної обраної схеми фотоелектричної генерації
різних профілів навантаження (залежно від типу споживачів) і різних кліматичних
умов. Відсутність або недостатня деталізація даних про енергоспоживання
(графіків навантаження споживача), причому не тільки в Україні, а й в інших
країнах, є у зв'язку з цим серйозною проблемою. Більшість опублікованих за
рубежі даних являють собою агреговані графіки навантаження, усереднені за
великим числом споживачів одного типу (наприклад, житлових квартир,
приватних будинків, шкіл тощо), причому вони наведені найчастіше тільки для
одного типового дня місяця року [13]. Формування графіків електричного
навантаження на підставі нормативних показників енергоспоживання (у
відповідній нормативній документації, розрахункові електричні навантаження
зазвичай визначають для двох характерних місяців року [14]) не дає можливості
врахувати сезонні варіації енергоспоживання. У зв'язку з цим, у дослідженнях
вдаються до моделювання графіків електричних навантажень. У загальному
випадку, існує 2 підходи до моделювання графіків навантажень:
імовірнісне моделювання - створення синтетичних графіків навантажень,
наприклад, за допомогою таких спеціалізованих програм як FORECAST
(FORecasting Energy Consumption Analysis and Simulation Tool [15]) або eLOAD
(energy Load curve Adjustment tool [34]);
моделювання графіків навантаження на основі статистичних даних, зокрема,
введених користувачами ФЕС. Моделювання може, зокрема, здійснюватися з
використанням методів машинного навчання, як у програмному продукті Load
Profile Generator (LPG) [16], підтримуваному Бернським університетом
прикладних наук. Однак здебільшого такого роду програми не враховують вплив
кліматичних умов, тобто їх можна використовувати тільки для тих географічних
умов, дані яких було використано.
Залежно від завдань дослідження потрібні графіки навантаження з різною
деталізацією. Наприклад, графік може формуватися на основі профілів типових
робочого і вихідного дня для кожного місяця року [43], або, наприклад, для 8
типових днів року (буденний і вихідний літній, зимовий, міжсезонний, а також
найкращий літній і найгірший зимовий дні) [42]. Крім того, під час розв'язання
задач, що включають моделювання та оптимізацію систем енергопостачання
будівлі (тепло- і електропостачання) моделювання теплових і електричних
навантажень будівлі має бути виконано в сукупності з моделюванням
теплофізичних характеристик конструкцій будівлі (наприклад, за допомогою
TRNbuild tool [17, 18], OpenStudio [19]).
Профілі навантажень, використані в цьому дослідженні, було побудовано за
допомогою ПЗ HOMER Pro [14] на основі даних [12] про енергоспоживання 16
еталонних типів будівель для кожної з 16 представлених у США кліматичних зон
(відповідно до класифікації кліматів Кеппена [14, 12]). Відповідно до цієї
класифікації, представлені в базі репрезентативні профілі навантажень можна
екстраполювати на споживачів, які перебувають у таких самих кліматичних зонах
по всьому світу. Форма подання даних - таблиці, що містять годинні
навантаження для типового робочого і вихідного днів кожного місяця. Ці профілі
навантажень для подальшого моделювання були приведені до кліматичних умов
обраних географічних місцезнаходжень і масштабовані на річне
енергоспоживання 5,5 МВт∙год, прийняте за базове на підставі аналізу
літературних джерел.
Приклад добових літніх профілів електричного навантаження "житловий
будинок" для кожного місця розташування наведено на Рисунку 3.8(а).
Що стосується графіків навантаження гарячого водопостачання на базі
водогрійних котлів на органічному паливі або електрокотлів, то за кордоном
питанням збору статистичних даних щодо графіків навантаження та їх
нормування приділяють істотно більшу увагу, ніж у вітчизняній літературі [22, 23,
24]. Крім того, для генерування типових графіків навантаження ГВП на основі
статистичних даних або заданих користувачем умов активно використовують
різні програми, наприклад, DHWcalc [31, 25], розроблену в рамках Дослідницької
програми Міжнародного енергетичного агентства, присвяченої проблемам
сонячного тепло- і холодопостачання.
а б
Рисунок 3.7 - Приклади графіків навантажень для житлового будинку,
використані під час моделювання: а - електричне навантаження (літній
день), нормоване на пікове добове споживання, б - навантаження ГВП,
нормоване на 100 л
В Україні практично немає загальнодоступних даних про навантаження ГВП,
нормуються тільки добове і пікове годинне навантаження ГВП. У зв'язку з цим,
для цього дослідження профіль навантаження ГВП було сформовано на основі
аналізу використаних у літературі, переважно навчальній, профілів і рекомендацій
щодо їх формування [26, 27]. Отриманий і використаний у модельних
розрахунках середньорічний профіль навантаження ГВП (прийнято припущення,
що він не змінюється від регіону до регіону) представлено на Рисунку 3.8(б).
Профіль нормалізовано на 100 л для того, щоб у процесі параметричних
досліджень легко варіювати величину водоспоживання.
Вихідні кліматичні дані
У цій роботі як джерело вихідної кліматичної інформації (про сумарну
сонячну радіацію, що надходить на горизонтальну поверхню (перерахунок
сонячної радіації на необхідний кут нахилу, визначений у розрахунку з огляду на
умову "широта +15°", відбувається всередині модуля TRNSYS Type 15-6), та
температуру повітря [28]) використовували типовий метеогод версії 2 (TMY2),
який є набором метеорологічних даних за кожну годину року для заданого
географічного місцерозташування. Типовий метеогод формується на основі
годинних метеорологічних даних за найбільш репрезентативні місяці тривалого
періоду вимірювань (наземних або супутникових) або результатів моделювання
(зазвичай 10 років і більше).
Річні профілі місячних сум сонячної радіації та годинних значень
температури довкілля для всіх розглянутих місцезнаходжень для порівняння
подано на Рисунках 3.9 і 3.10 відповідно.
Значення річних сум сумарної сонячної радіації на 1 м2 похилої поверхні для
кожного регіону наведено в Таблиці 3.4.
Чернігів Черкаси
Рисунок 3.8 - Річні профілі місячних сум сумарної сонячної радіації, що
надходить на похилу поверхню
Чернігів Черкаси
Рисунок 3.9 - Річні профілі годинних значень температури довкілля в
досліджуваних місцях розташування
Таблиця 3.4 - Сума сумарної сонячної радіації, що падає на похилу
поверхню, кВт∙год/м2 рік
Місто Чернігів Черкаси
Сума сумарної сонячної радіації на похилій поверхні, кВт∙год/м2 ∙год 1441 1727
Базове співвідношення енергетичних і потужних параметрів компонентів
систем і навантаження
Для отримання репрезентативних результатів аналізу енергетичних
характеристик ФЕС мікрогенерації споживачів з різними річними потребами в
електроенергії, нехтуючи індивідуальним часовим розподілом електричних
навантажень, встановлену потужність масиву ФЕМ та корисну ємність системи
НЕЕ (з урахуванням рекомендованої максимальної глибини розряду НЕЕ 60%)
було нормалізовано на 1 МВт∙год сумарного річного електроспоживання, а
навантаження ГВП (у системі 3 із водонагрівачем) - на 200 л об'єму бака. Так,
наприклад, для індивідуального житлового будинку з річним енергоспоживанням
5,5 МВт∙год сумарна встановлена потужність масиву ФЕМ (виходячи зі
співвідношення 1 кВтпик / 1 МВт∙год) становитиме 5,5 кВт, а номінальна ємність
НЕЕ - 9,2 кВт∙год (корисна ємність - 5,5 кВт∙год із розрахунку 1 кВт∙год/1
МВт∙год річного електроспоживання).
Наведені вище початкові енергетичні та потужностні параметри систем 1, 2 і
3 (однакові для всіх розглянутих місць розташування) наведені в Таблицях 3.5 і
3.6.
Таблиця 3.5 - Початкові параметри систем 1 і 2
Параметр Значення
Встановлена потужність масиву ФЕМ 5,5 кВт
Номінальна ємність НЕЕ (для системи 2) 9,2 кВт∙год
Таблиця 3.6 - Початкові параметри системи 3
Параметр Значення
Встановлена потужність масиву ФЕМ 5,5 кВт
Обсяг бака водонагрівача 200 л
Гранична температура нагріву води (значення уставки для 95°С
нагрівального елементу)
Інтервал температур між включенням и відключенням 5°С
нагрівального елементу)
Температура водорозбору 55°С
Температура холодної води, що втікає в бак >4°С
3.3 Моделювання та параметричний аналіз
Загальні положення, методологія
Імітаційне моделювання фотоелектричних систем дає змогу не тільки
оцінити сумарні або середні за рік енергетичні показники, а й аналізувати
поведінку окремих елементів системи, характер зміни окремих показників
упродовж різних інтервалів часу або під впливом певних чинників.
Вибір часового горизонту моделювання та кроку інтегрування залежить від
поставленого завдання. Найчастіше моделювання виконується на річному
інтервалі з кроком 1 година. Такий крок моделювання є оптимальним, тому що
забезпечує високу точність результатів і при цьому не потребує великих
обчислювальних потужностей.
Для прогнозу та аналізу енергетичних потоків у фотоелектричних системах у
різні сезони року зручно використовувати тижневий крок інтегрування або
осереднення. Для прикладу на Рисунку 3.11 представлено динаміку енергетичних
потоків і показників продуктивності системних конфігурацій 2 і 3 (з НЕЕ і
водонагрівачем відповідно) з тижневим інтервалом інтегрування в умовах м.
Чернігова (за наведених у Таблицях 3.5 та 3.6 початкових енергетичних і
потужностних параметрів систем).
а)
б)
Рисунок 3.10 - Динаміка енергетичних показників протягом року: а - для
системи 2 з НЕЕ, б - для системи 3 з водонагрівачем (параметри систем 2 і 3
наведено в Таблицях 3.5 і 3.6 відповідно)
Для зручності аналізу інтегральні значення енергетичних потоків унормовано
на величину сумарної спожитої за той самий період енергії, коефіцієнти Kсп , Kсд
і Ксд_гвс - середні за кожен тиждень.
Можна побачити, зокрема, що в умовах Чернігова обсяги фотоелектричної
генерації (крива Epv ) перевищують навантаження (крива навантаження відсутня
на рисунках у явному вигляді; перебуває на рівні одиниці в кожний момент часу)
у 2-2,5 раза протягом ¾ року. За рахунок фотоелектричної генерації за системної
конфігурації 2 (Рисунок 3.11(a)) у літні місяці споживання з мережі більш ніж у 2
рази нижче, ніж у зимові (крива Efrom_grid). Обсяги енергії, що видається в
мережу (крива Eto_grid), в окремі періоди (13-15 тижні року) більш ніж у 2 рази
перевищують споживання енергії навантаженням, а в зимові місяці знижуються
практично до нуля. За мінімальних Eto_grid коефіцієнт Ксп досягає максимуму і
становить близько 70%, а Ксд - мінімуму (10%).
Для системи фотоелектричної генерації 3 (Рисунок 3.11(б)) характерні дещо
інші особливості динаміки енергетичних показників (за винятком Epv , оскільки
потужність ФЕМ залишається незмінною). Так, можна побачити, що обсяги
енергії, що видається в мережу, загалом по року істотно нижчі у зв'язку із
введенням додаткового теплового навантаження (крива Eto_grid). Як наслідок,
загалом за рік і особливо в зимовий період коефіцієнт самоспоживання (крива Ксп
) значно вищий, ніж у ті самі періоди для системи 2. Максимальні значення Ксп
(близько 95%) припадають на 1-3 і 45-53 тижні року (у цей час уся вироблена
ФЕС енергія витрачається на покриття електричного навантаження і
навантаження ГВП). Також можна побачити, що за прийнятих розмірних
характеристик системи 3 протягом 1/3 року частка покриття навантаження ГВП
становить понад 95%.
Моделювання фотоелектричних систем всередині одного окремо взятого дня
з кроком 1 година може застосовуватися для аналізу внутрішньодобової зміни
окремих параметрів. Наприклад, моделювання системи всередині найгіршого з
погляду актинометричних показників зимового дня дасть змогу оцінити
найменший ступінь покриття електричного навантаження або навантаження ГВП,
який може забезпечити відновлювана генерація. Приклад профілю температури
води в баку в літній день (30 червня, 4320-4344 год. року) в умовах м. Чернігова
наведено на Рисунку 3.12.
Рисунок 3.11 - Зміна температури води в баку водонагрівача системи 3
протягом літнього дня
Можна побачити, що нагрівання води починається з 9 ранку, і до 16 години
температура води в баку досягає близько 70°С. Температура залишається
"прийнятною" для споживача (не опускається нижче 50°С) до кінця доби,
незважаючи на відсутність сонячної радіації у вечірній і нічний час.
Для цілей цього дослідження потрібно було розрахувати річні показники
(сумарні та/або середні) без глибшої деталізації. Моделювання, поєднане з
параметричними дослідженнями, виконувалося на часовому інтервалі 1 рік із
кроком моделювання 1 година.
Під час моделювання для кожного місця розташування і схемного рішення
розраховували такі сумарні за рік величини: Epv - повна вироблена масивом ФЕМ
енергія; Edu - частина виробленої масивом ФЕМ енергії, передана в
навантаження; Eto_grid - частина виробленої масивом ФЕМ енергії, передана в
мережу; El - номінальне навантаження; Efrom_grid - енергія, спожита
навантаженням з мережі; Edhw - номінальне навантаження ГВП, Eheater - частина
виробленої масивом ФЕМ енергії, скинута у водонагрівач.
Під час параметричних досліджень аналізувалася чутливість коефіцієнтів
Ксп , Ксд , К сдгвс до:
енергетичним і потужносним параметрам систем,
формі графіка добового електроспоживання.
Результати аналізу чутливості обговорюють на прикладі Чернігіва і Черкас
(Таблиця 3.4).
Для аналізу впливу на показники енергетичної ефективності систем форми
добового графіка електроспоживання в розрахунку було задіяно 3 різні форми
добового графіка навантаження, характерні для житлового будинку, офісу і
школи, за умови, що сумарне річне енергоспоживання залишалося незмінним).
Графік навантаження "офіс" має зсунутий до середини дня другий пік
енергоспоживання, характерний для адміністративних і офісних будівель, графік
"школа" - один тривалий пік, що припадає на середину дня, коли сонце зазвичай
найактивніше. Методику створення цих графіків описано в розділі 3.3.2.1.
Приклад графіків навантаження за літній день (нормалізовані на пікове
споживання) для умов м. Чернігова показано на Рисунку 3.13.
Рисунок 3.13 - Графіки електричного навантаження "житловий будинок",
"офіс" і "школа" для літнього дня в умовах м. Чернігова
Результати аналізу чутливості
Результати параметричних досліджень розглянутих систем для умов
Чернігова в графічному вигляді представлено на Рисунку 3.14, для умов Черкас-
на Рисунку 3.15.
Система 1 і 2
Будинок Офіс Школа
Система 3
Рисунок 3.14 - Вплив енергетичних і потужних параметрів систем і форми
графіків електроспоживання на коефіцієнти самоспоживання (Ксп),
самодостатності (Ксд ), покриття навантаження ГВП (К сдгвс ) в умовах м.
Чернігова.
Система 1 і 2
Будинок Офіс Школа
Система 3
Рисунок 3.15 - Вплив енергетичних і потужносних параметрів систем і форми
графіків навантаження на коефіцієнти самоспоживання (Ксп ), самодостатності
(Ксд ), покриття навантаження ГВП (К сдгвс ) в умовах м. Черкас.
3.4. Порівняння результатів для умов Чернігова і Черкас
Вплив енергетичних і потужних параметрів обладнання ФЕС
Аналіз результатів параметричних досліджень, отриманих для Чернгова з
використанням стандартного графіка навантаження "житловий будинок", показав
таке:
для системи 1 без акумулювання (Рисунки 3.14 (а, б), ємність НЕЕ=0) зі
збільшенням встановленої потужності ФЕМ від 0,5 до 2,5 кВтпик /1 МВт∙год
річного електроспоживання кількість виробленої масивом ФЕМ енергії, спожитої
локально (коефіцієнт Ксп ), зменшується від 51% до 11%, а частка покриття
електричного навантаження (коефіцієнт Ксд ) - зростає від 33% до 42%, виходячи
на насичення за більших величин потужності ФЕС мікрогенерації, що можна
пояснити тим, що виникає більше надлишків енергії, які неможливо використати
локально. Максимальний Ксп (51%) досягається за встановленої потужності
фотоелектричного масиву, що відповідає співвідношенню 0,5 кВтпик /1 МВт∙год,
а максимальний Ксд (42%) - за 2...2,5 кВтпик /1 МВт∙год.
для системи 2 (Рисунки 3.14 (а, б), ємність НЕЕ>0) самоспоживання за
одночасного нарощування ємності НЕЕ і потужності масиву ФЕМ знижується з
56% до 20%, водночас за умови перевищення встановленої потужності ФЕС
мікрогенерації понад 1 кВтпик /1 МВт∙год річного електроспоживання збільшення
розмірів НЕЕ слабкіше впливає на величину К .сп
Максимальний коефіцієнт самоспоживання досягається за потужності масиву
ФЕМ, що відповідає співвідношенню 0,5...1 кВтпик / 1 МВт∙год, і корисної
ємності накопичувача електричної енергії в межах 0...2,5 кВт∙год / 1 МВт∙год
річного електроспоживання. Коефіцієнт самодостатності Ксд зі збільшенням
потужності сонячної батареї та енергоємності НЕЕ також зростає, але повільніше;
максимальне значення (53%) досягається при встановленій потужності масиву
ФЕМ 2,5 кВтпик /1 МВт∙год і питомої корисної ємності НЕЕ 2,5 кВт∙год/1
МВт∙год річного електроспоживання.
для системи 3: високі значення коефіцієнта самоспоживання Ксп (від 50% до
90%) досягаються за встановленої потужності батареї ФЕМ 0,5...1 кВтпик / 1
МВт∙год річного електроспоживання та навантаження ГВП 100...600 л/день за
об'єму бака водонагрівача 200 л (Рисунок 3.14(в)). Коефіцієнт самодостатності
Ксд з нарощуванням потужності фотоелектричної батареї від 0,5 до 2,5 кВтпик /1
МВт∙год зростає з 30 до 45% (Рисунок 3.14(г)). Своєю чергою, частка покриття
навантаження ГВП К сдгвс тим вища, чим більша встановлена потужність ФЕМ, а
максимальні значення (більше 85%) досягаються за ФЕМ 0,5...2,5 кВтпик / 1
МВт∙год і навантаженнях ГВП від 100 до 300 л/день (Рисунок 3.14(д)). При цьому
для покриття добового навантаження ГВП 200 л/день для сім'ї з 2 осіб
використання ФЕС мікрогенерації потужністю понад 5,5 кВтпик (співвідношення
1 кВтпик / 1 МВт∙год) не є раціональним, тому що не призводить до якого-небудь
значного поліпшення енергетичних показників, але здорожує систему, а ФЕС
встановленою потужністю 2,75 кВтпик (0,5 кВтпик / 1 МВт∙год) може давати
аналогічну частку покриття навантаження ГВП, як і 5,5 кВт (0,5 кВт / 1 МВт∙год)
може давати аналогічну частку покриття навантаження ГВП.пик.
Аналогічний аналіз виконано для умов м. Черкаси (результати представлено
на Рисунку 3.15). Результати моделювання при графіку навантаження "житловий
будинок" показують таке:
для системи 1 без акумулювання (Рисунки 3.15(а, б), ємність НЕЕ=0)
коефіцієнт самоспоживання Ксп зі збільшенням встановленої потужності ФЕС від
0,5 до 2,5 кВтпик /1 МВт∙год річного електроспоживання зменшується від 38%
(максимальне значення) до 5 % відповідно. При цьому залежності (Рисунок
3.15(б)) для Черкас аналогічні отриманим для Чернігова (Рисунок 3.14(б)).
Максимальний Ксд (близько 38%) отримано за потужності масиву ФЕМ 1...2,5
кВтпик / 1 МВт∙год.
для системи 2 (Рисунки 3.15(а, б), ємність НЕЕ>0) для умов Черкас, як і для
Чернігова, при встановленій потужності ФЕМ понад 1 кВтпик /1 МВт∙год
збільшення ємності накопичувача має менший вплив на величину коефіцієнта
самоспоживання (його величина зменшується повільніше).
Найбільший Ксп досягається, як і для Чернігова, за встановленої потужності
масиву ФЕМ від 0,5 до 1 кВтпик /1 МВт∙год річного енергоспоживання за
співвідношення корисної ємності накопичувача та величини річного
енергоспоживання 0...2,5 кВт∙год/1 МВт∙год.
Що стосується частки покриття електричного навантаження Ксд , то
найбільше значення цього параметра (близько 55%) досягається за потужності
масиву ФЕМ, що дорівнює 2,5 кВтпик / 1 МВт∙год і корисної ємності НЕЕ понад 2
кВт∙год / 1 МВт∙год річного електроспоживання.
для системи 3: при практично аналогічних отриманим для умов Чернігова
показниках Ксп і Ксд частка покриття навантаження ГВП К сдгвс в умовах Черкас
виходить на максимальні значення при набагато меншій потужності
фотоелектричної батареї. За рахунок великих надлишків фотоелектричної
генерації навіть за потужності масиву ФЕМ, що відповідає 0,5 кВт∙год/1 МВт∙год
річного електроспоживання, може бути покрито понад 90% річного навантаження
ГВП величиною 100...200 л/день. За потужності фотоелектричної батареї вище 1
кВтпик / 1 МВт∙год аналогічна частка покриття навантаження ГВП може бути
забезпечена і за величини навантаження ГВП 300...400 л/день. За потужності
масиву ФЕМ понад 1 кВтпик /1 МВт∙год і максимальних навантажень ГВП
коефіцієнт К сдгвс не опускається нижче 65%. Встановлена потужність ФЕМ
вище 1 кВтпик / 1 МВт∙год річного електроспоживання раціональна тільки за
великих навантажень ГВП (від 300 л/день за обсягу бака 200 л).
Вплив зміни форми добового графіка навантаження
Аналіз результатів моделювання досліджуваних систем в умовах Чернігова з
використанням двох додаткових графіків навантаження "офіс" і "школа"
порівняно з результатами моделювання для графіка навантаження "житловий
будинок" (Рисунок 3.14 (е-п)) засвідчив, що зміна форми добового графіка
практично не вплинула на величину Ксп , але призвела до підвищення Ксд в
кожній точці в середньому на 5%, що пояснюється дещо більшим збігом графіків
генерації та споживання.
Таким чином, підтверджується, що для вирішення завдання збільшення
частки покриття навантаження ГВП за рахунок фотоелектричної генерації
ефективним підходом може бути перебудовування режиму електроспоживання
всередині доби (перенесення ранкового і вечірнього піку ближче до середини дня
або більш однорідне споживання енергії протягом світлового дня).
Порівнюючи результати моделювання системи 3 (ФЕМ - водонагрівач) для
трьох видів навантаження, можна побачити, що з профілем навантаження "школа"
за таких самих часток покриття навантаження ГВП зі збільшенням розміру
масиву ФЕМ коефіцієнт самоспоживання Ксп знижується дещо повільніше. Крім
того, для випадку з графіком "школа" частка покриття електричного
навантаження більш чутлива до збільшення потужності масиву ФЕМ: за
співвідношення 1 кВтпик / 1 МВт∙год Ксд для графіків "офіс" і "школа" однакові
та становлять близько 40...45%, а за 1 кВтпик / 1 МВт∙год цей коефіцієнт для
офісу залишається в тих самих межах, у той час як для школи збільшується в
середньому на 5%.
Споживання енергії за графіком "школа" більш рівномірне, ніж за
стандартним графіком "житловий будинок", і припадає переважно на світловий
день, що при аналогічних потужносних параметрах дає перевагу за Ксд до 7%.
Загалом, можна вважати, що форма добового графіка навантаження для
кліматичних умов, аналогічних умовам м. Чернігова, незначною мірою впливає на
енергетичні показники системи 3 (за умови, що величина середньодобового
сумарного електроспоживання залишається незмінною), тому подальші
розрахунки можуть бути зроблені з використанням тільки графіка навантаження
"житловий будинок".
Аналіз впливу зміни форми добового графіка навантаження на показники
енергетичної ефективності систем в умовах Черкас (Рисунок 3.15(е-п)) показав,
що форма графіка електроспоживання також, як і в Чернігові, практично не
впливає на величини Ксп (оскільки величина навантаження й обсяг
фотоелектричної генерації за рік залишаються незмінними), але впливає на Ксд ,
причому сильніше, ніж для Черкас: для всіх трьох систем (без акумулювання, з
НЕЕ, з водонагрівачем) ефект на Ксд від використання в розрахунку графіків
"офіс" і "школа" практично ідентичний і становить +10...15% у кожній точці
графіка. Це можна пояснити тим, що за графіка "житловий будинок" період
найбільших надлишків генерації збігається з деяким провалом
електроспоживання, а піки споживання перебувають за межами світлового дня,
тоді як за графіків "офіс" і "школа" пік надлишків генерації збігається з
найбільшим електроспоживанням. Крім того, загалом у Черкасах утворюється
більше надлишків енергії, ніж у Чернігові.
Таким чином, можна зробити висновок, що чим вища щільність потоку
сонячної радіації, тим важливіше з погляду забезпечення високої частки покриття
електричного навантаження підлаштовувати графік електроспоживання під графік
приходу сонячної радіації. Можна вважати, що при такій перебудові добового
графіка споживання енергії при високих показниках сумарної сонячної радіації
можна очікувати збільшення Ксд в середньому на 10...15%.
Таким чином, показано, що загалом для Чернігова і Черкас спостерігаються
аналогічні залежності енергетичних показників від потужностних та енергетичних
параметрів устаткування ФЕС і режимів електроспоживання, однак за тих самих
параметрів величина Ксп у Черкасах в кожній точці діаграм у середньому менша
на 5...10%, ніж в умовах м. Чернігова, що пояснюється тим, що по відношенню до
величини навантаження в першому випадку утворюється більше надлишків
генерації, і, як наслідок, частка спожитої на місці енергії зменшується. При цьому
залежності Ксд для м. Черкаси практично ідентичні отриманим для Чернігова (для
графіка "житловий будинок" різниця в межах 5%). Порівнюючи отримані
результати для системи 3 з водонагрівачем, можна побачити, що в умовах Черкас
частка покриття навантаження ГВП К сдгвс у кожній точці в середньому вища на
10...15% .
При цьому отримано, що форма добового графіка електроспоживання
практично не впливає на коефіцієнт самоспоживання Ксп (тому що річні
показники навантаження і генерації залишаються незмінними), але впливає на
частку покриття електричного навантаження: для умов Черкас ефект на Ксд за
умови електроспоживання за графіками "офіс" і "школа" практично ідентичний і
становить +10...15% у кожній точці, для Чернігова - у середньому +5%. Це можна
пояснити тим, що при електроспоживанні за графіком "житловий будинок" період
найбільших надлишків генерації збігається з деяким провалом споживання, а піки
перебувають поза межами світлового дня, в той час як при графіках "офіс" і
"школа" пік надлишків генерації збігається з найбільшим електроспоживанням. З
огляду на перераховане вище, зроблено висновок про те, що подальший
розрахунок можна виконати тільки з використанням стандартного графіка
навантаження "житловий будинок".
Діапазони оптимальних енергетичних і потужних параметрів систем,
незважаючи на деяку різницю вихідних кліматичних параметрів, здебільшого
збігаються. На цій підставі вважаємо, що для місцеположень із показниками
інтенсивності потоку сонячного випромінювання, що перебувають у межах двох
розглянутих ситуацій, вони будуть також ідентичні.
Остаточне рішення про доцільність тих чи інших енергетичних і потужних
системних параметрів кожної з трьох ФЕС мікрогенерації буде зроблено на основі
економічної оцінки.
Висновки з розділу
Виконано моделювання продуктивності ФЕС мікрогенерації трьох
конфігурацій, а також аналіз чутливості енергетичної ефективності систем до
енергетичних і потужносних параметрів устаткування і форми добового графіка
електроспоживання.
В якості основних показників енергетичної ефективності схемних рішень
ФЕС мікрогенерації прийняті річний середній коефіцієнт самоспоживання Ксп , ,
річний середній коефіцієнт самодостатності Ксд , і річний середній коефіцієнт
покриття навантаження ГВП за рахунок мікрогенерації К сдгвс (для системи 3, що
містить накопичувач теплової енергії).
Для кліматичних умов Чернігова і Черкас під час параметричних досліджень
виявлено енергетичні та потужні параметри систем, за яких досягаються найкращі
енергетичні характеристики ФЕС (найбільший Ксп або К ).сд
Отримано, що для умов Чернігова і Черкас характер впливу зміни
встановленої потужності масиву ФЕМ, корисної ємності НЕЕ і величини
навантаження ГВП на параметри енергетичної ефективності практично
аналогічний (різниця величин Ксп і Ксд гвс у кожній точці складає 5...10% і
10...15% відповідно, а значення Ксд практично ідентичні (різниця - в межах 5%)),
що дає можливість виконувати подальший розрахунок лише для одного
місцерозташування - м. Чернігова.
Виявлено, що зміна форми добового графіка електроспоживання практично
не впливає на середній річний коефіцієнт самоспоживання Ксп і незначно впливає
на коефіцієнт самодостатності Ксд (для умов Черкас ефект на Ксд від
енергоспоживання за графіками "офіс" і "школа" практично ідентичний і
становить +10...15% у кожній точці діаграм, для умов Чернігова - у середньому
+5%), що зумовлює можливість виконання подальшого розрахунку тільки для
стандартного графіка навантаження "житловий будинок".
Розділ 4 БЕЗПЕКА ЖИТТЕДІЯЛЬНОСТІ ТА ОХОРОНА ПРАЦІ
МКР 24.144.99 ПЗ
Змн. Арк. № докум. Підпис Дата
Розроб. Самойленко Безпека життедіяльності та Літ. Арк. Акрушів
Перевір. Калейніков охорона праці
Реценз. Г .Є.
Н. Контр. ЧДТУ, МТЕ-35
Затверд. Калейніков
Розділ 4 БЕЗПЕКА ЖИТТЕДІЯЛЬНОСТІ ТА ОХОРОНА ПРАЦІ
Правила будови електроустановок
2. Електроустановки житлових, громадських, адміністративних та
побутових будинків
2.1. Галузь застосування
2.1.1. Цей розділ Правил поширюється на електроустановки: житлових
будинків, перелічених у СНиП 2.08.01 та ДБН 79; громадських будинків та
споруд, перелічених у ДБН В.2.2-9 (за винятком будинків та споруд, перелічених
в розділі 3); адміністративних і побутових будинків, перелічених у СНиП 2.09.04.
Під словом "будинки" маються на увазі всі типи будинків, на які поширюються
вимоги розділу.
Вимоги цього розділу не поширюються на спеціальні електроустановки в
лікувально-профілактичних закладах, організаціях і установах науки та наукового
обслуговування, на системи диспетчеризації та зв'язку, а також на
електроустановки, які за своїм характером повинні бути віднесені до
електроустановок промислових підприємств (майстерні, котельні, теплові пункти,
насосні, фабрики хімчистки, фабрики-пральні, криті автостоянки, гаражі,
приміщення дизель-генераторів тощо).
До електроустановок унікальних будівель можуть установлюватися
додаткові вимоги.
2.1.2. Електроустановки будинків, окрім вимог цього розділу, повинні
задовольняти вимоги розділів 1-6 ПУЭ в тій мірі, в якій вони не змінені даним
розділом.
2.2. Терміни та визначення
2.2.1. Головний розподільний щит (надалі - ГРЩ) - це щит, через який
забезпечується живлення електроенергією всього будинку або його відокремленої
частини. Роль ГРЩ може виконувати ввідно-розподільний пристрій (надалі-ВРП)
або щит низької напруги підстанції.
2.2.2. Ввідний пристрій (надалі - ВП) - сукупність онструкцій, апаратів і
приладів, які встановлюються на вводілінії живлення в будинок або в його
відокремлену частину і живляться від ГРЩ.
2.2.3. Ввідно-розподільний пристрій - ввідний пристрій, який містить у собі
також апарати і прилади на відхідних лініях.
2.2.4. Груповий щиток - пристрій, у якому встановлені апарати захисту та
комутаційні апарати (або тільки апарати захисту) для окремих груп світильників,
штепсельних розеток та стаціонарних електроприймачів.
2.2.5. Квартирний щиток - груповий щиток, установлений у квартирі і
призначений для приєднання мережі, від якої живляться світильники, штепсельні
розетки та стаціонарні електроприймачі квартири.
2.2.6. Поверховий розподільний щиток - щиток, установлений на поверхах
житлових будинків і призначений для живлення квартир або квартирних щитків.
2.2.7. Електрощитове приміщення (надалі - ЕП) - приміщення або його
відгороджена частина, доступна тільки для кваліфікованого обслуговуючого
персоналу, де встановлюються ГРЩ, ВРП, ВП та інші розподільні пристрої.
2.2.8. Мережа живлення - мережа від розподільного пристрою підстанції
або відгалуження від повітряних ліній електропередачі до ВП, ВРП, ГРЩ.
2.2.9. Розподільна мережа - мережа від ВП, ВРП, ГРЩ до розподільних
пристроїв та щитків.
2.2.10. Групова мережа - мережа від щитків і розподільних пристроїв до
світильників, штепсельних розеток та інших лектроприймачів.
2.3. Електропостачання
2.3.1. Електропостачання електроприймачів повинно виконуватися від
мережі з глухозаземленою нейтраллю 380/220 В з системою зазем лення TN-S або
TN-C-S.
Під час реконструкції житлових і громадських будинків, що мають напругу
мережі 220/127 В або 3 х 220 В, слід передбачати переведення мережі на напругу
380/220 В з системою заземлення TN-S або TN-C-S.
2.3.2. Зовнішнє електропостачання будівель має задовольняти вимоги глави
1.2. ПУЭ.
2.3.3. У житлових будинках, спальних корпусах різних установ, школах та
інших навчальних закладах не допускається розміщення вбудованих і
прибудованих трансформаторних підстанцій (далі - ТП).
В інших громадських, адміністративних та побутових будинках
допускається розташовувати вбудовані або прибудовані підстанції за умов
використання сухих трансформаторів, які слід встановлювати на амортизаторах.
Улаштування і розміщення вбудованих, прибудованих або окремо
збудованих ТП повинно виконуватися відповідно до вимог розділу 4 ПУЭ.
2.3.4. Живлення силових та освітлювальних електроприймачів
рекомендується виконувати від одних і тих самих трансформаторів.
2.3.5. Розміщення і компонування ТП повинні передбачати можливість
цілодобового безперешкодного доступу до них персоналу електропостачальної
організації.
2.3.6. Живлення аварійного та евакуаційного освітлення повинно
виконуватись відповідно до вимог глави 6.1 ПУЭ і СНиП II-4.
2.3.7. Електричні мережі будинків повинні бути розраховані на живлення
будинку, та освітлення реклам, вітрин, фасадів, ілюмінації, зовнішнього
освітлення, а також живлення протипожежних пристроїв, систем диспетчеризації,
локальних телевізійних мереж, сигналізації загазованості, світлових покажчиків
пожежних
гідрантів та інших знаків безпеки, звукової та іншої сигналізації, вогнів світлового
огородження тощо відповідно до завдання на проектування.
2.3.8. Для живлення однофазних споживачів від багатофазної розподільної
мережі допускається різним групам однофазних споживачів мати спільні N і РЕ
провідники (п'ятипровідна мережа), прокладені без посередньо від ВРП.
Об'єднання N і РЕ провідників (чртирипровідна мережа з PEN провідником) не
допускається.
У разі живлення однофазних споживачів від багатофазної мережі
відгалуженням від повітряних ліній, коли PEN провідник повітряної лінії є
загальним для груп однофазних споживачів, які живляться від різних фаз,
рекомендується передбачати захисне вимкнення споживачів при перевищенні
допустимого рівня напруги, що виникає через асиметрію навантаження після
обриву PEN провідника, N або спільного PEN. Вимкнення слід виконувати на
вводі в будинок, наприклад, впливом на незалежний розчіплювач ввідного
автоматичного вимикача з допомогою реле контролю напруги. У цих випадках
необхідно передбачати вимкнення як фазного L, так і нульового робочого N
провідників.
Під час вибирання апаратів та приладів, які установлюються на вводі,
перевага за іншими рівними умовами має надаватися апаратам та приладам, що
зберігають роботоздатність при перевищенні напруги понад дозволену, яка
виникла через несиметрію навантаження в разі обривання PEN або N провідника.
При цьому їх комутаційні та інші робочі характеристики можуть не виконуватись.
У всіх випадках забороняється в колах РЕ і PEN провідників мати
комутаційні контактні і безконтактні елементи. Допускаються з'єднання, які
можуть розбиратися з допомогою інструмента, а також спеціально призначені для
цієї мети з'єднувачі.
2.4. Ввідні пристрої, розподільні щити, групові щитки
2.4.1. На вводі в будинок повинно бути встановлено один або декілька ВП
або ВРП.
За наявності в будинку декількох споживачів, які у своїх господарських
відносинах функціонально не пов'язані, у кожного з них рекомендується
встановлювати самостійні ВП або ВРП.
Від ВРП допускається також живлення споживачів, розміщених в інших
будинках за умови, що ці споживачі мають єдину балансову належність.
У разі повітряного вводу мають бути встановлені обмежувачі імпульсних
перенапруг.
2.4.2. Перед вводами в будинки не дозволяється встановлювати додаткові
кабельні ящики для розподілу сфери обслуговування зовнішніх мереж живлення
та мереж усередині будинку. Такий розподіл повинен бути виконаний у ВП або
ГРЩ.
2.4.3. На ВП, ВРП, ГРЩ апарати захисту мають бути встановлені на вводах
ліній живлення і на всіх лініях, що відходять від них.
2.4.4. На вводі мережі живлення у ВП, ВРП, ГРЩ слід установлювати
апарати керування. На лініях, що відходять від них, апарати керування можуть
бути встановлені або на кожній лінії, або бути спільними для декількох ліній.
Автоматичний вимикач слід розглядати як апарат захисту і керування.
2.4.5. Апарати керування незалежно від їх наявності на початку лінії
живлення повинні бути встановлені на вводах ліній ивлення в торгових
приміщеннях, комунальних підприємствах, адміністративних приміщен нях тощо,
а також у приміщеннях споживачів, які у своїх господарських відносинах
функціонально не пов'язані.
2.4.6. Поверховий щиток повинен установлюватися у поверховому
коридорі чи на сходовій площадці на відстані не більше 3 м по довжині
електропроводки від стояка живлення з урахуванням вимог глави 3.1 ПУЭ і ГОСТ
30331.9.
2.4.7. ВП, ВРП, ГРЩ, як правило, слід установлювати в ЕП. У районах
можливого затоплення вони повинні встановлюватися вище рівня затоплення.
ВП, ВРП, ГРЩ можуть розміщуватися в приміщеннях сухих підвалів, які
призначені для експлуатації за умови, що ці приміщення доступні для
обслуговуючого персоналу та відділені від інших приміщень перегородками з
ступенем вогнестійкості не менше ніж 0,75 годин.
У разі розміщення ВП, ВРП, ГРЩ і групових щитків поза ЕП вони повинні
встановлюватися в зручних і доступних для обслуговування місцях, у шафах із
ступенями захисту оболонки за ГОСТ 14254 не нижче IP 31. У цих випадках
відстань від трубопроводів водопровід, опалення, каналізація, внутрішні
водостоки) повинна бути не менше 0,5 м, а від газопроводів і газових лічильників
- не менше 1 м.
2.4.8. ЕП, а також ВП, ВРП, ГРЩ не допускається розміщувати під
санвузлами, ванними кімнатами, душовими, кухнями (окрім кухонь квартир),
мийками, мийними і парильними приміщеннями лазень та іншими приміщеннями
з мокрими техно логічними процесами.
Прокладання через щитові приміщення трубопроводів (водопровід,
опалення, каналізація, внутрішній водостік) не рекомендується.
Трубопроводи (водопровід, опалення), вентиляційні та інші короби, що
прокладаються через щитове приміщення, не повинні мати відгалужень у межах
приміщення (за винятком відгалуження до приладу опалення самого ЕП), а також
люків, засувок, фланців, вентилів тощо.
Забороняється прокладання через ці приміщення газопроводів і
трубопроводів з горючими рідинами.
Двері ЕП повинні відчинятися назовні.
2.4.9. Приміщення, в яких установлюються ВРП, ГРЩ, повинні мати
природну вентиляцію, електричне освітлення. У приміщеннях температура має
бути не нижче +5 град. C.
2.4.10. Електричні кола в межах ВП, ВРП, ГРЩ та групових щитків слід
виконувати проводами з мідними жилами та шинами - мідними або
алюмінієвими.
2.5. Електропроводки та кабельні лінії
2.5.1. Внутрішні електропроводки слід виконувати з урахуванням таких
вимог:
- електроустановки різних організацій, відокремлених в адміністративно-
господарському відношенні і розміщені в одному будинку, можуть бути
приєднані відгалуженнями до загальної лінії живлен ня або живитися окремими
лініями від ВРП або ГРЩ;
- допускається приєднувати декілька стояків до окремої лінії. На
відгалуженнях до кожного стояка, який живить квартири житлових будинків, що
мають більше п'яти поверхів, слід установлювати апарат керування, спільний з
апаратом захисту;
- у житлових будинках світильники сходових кліток, вестибюлів, холів,
поверхових коридорів та інших внутрішніх приміщень, які розміщуються поза
вартирами, повинні живитися окремими лініями від ВРП або від окремих
групових щитків, які живляться від ВРП. Приєднання цих світильників до
поверхових і квартирних щитків не допускається;
- для сходових кліток та коридорів, що мають природне освітлення,
рекомендується передбачати автоматичне або диспетчерське керу вання
електричним освітленням з урахуванням природного освіт лення;
- живлення електроустановок нежитлового фонду рекомендується
виконувати окремими лініями.
2.5.2. Захист усіх електричних мереж слід виконувати відповідно до вимог
глави 3.1. ПУЭ.
2.5.3. У будинках слід застосовувати кабелі і проводи з мідними жилами.
У житлових будинках найменший допустимий переріз мідних провідників
повинен відповідати таблиці 2.1.
Мережі живлення та розподільні мережі допускається виконувати кабелями
і проводами з алюмінієвими жилами, якщо їх розрахунковий переріз дорівнює 16
мм^2 і більше.
Живлення окремих електроприймачів, які належать до інженерного
устаткування будинків (насоси, вентилятори, калорифери, установки
кондиціювання -повітря та ін.), можуть виконуватися кабелем з алюмінієвими
жилами перерізом не менше 2,5 мм.
2.5.4. У житлових будинках прокладання вертикальних ділянок
розподільної мережі повинно виконуватися по сходових клітках приховано (у
каналах, трубах, коробах відповідно до вимог НАПБ А 01.001). Забороняється
прокладання вертикальних дільниць загальнобудинкової розподільної мережі
всередині квартир.
Допускається прокладання проводів і кабелів ліній живлення квартир разом
з проводами і кабелями групових ліній робочого освітлення сходових кліток,
поверхових коридорів та інших приміщень усередині будинків у загальній трубі,
загальному коробі або каналі із негорючих або важко-горючих будівельних
конструкцій з помірною димоутворювальною здатністю за ГОСТ 12.1.044.
Мережу від поверхового розподільного щитка до квартири слід виконувати,
в окремій трубі або каналі, тобто окремо від групової мережі інших квартир.
Допускається прокладати до 12 проводів групових мереж квартир
житлових будинків в одному каналі на заміну вимог пункту 2.1.15 ПУЭ.
2.5.5. У всіх будинках лінії групової мережі, що прокладаються від
групових, поверхових і квартирних щитків до світильників загального освітлення,
штепсельних розеток і стаціонарних електроприймачів, повинні виконуватися
трипровідними (фазний - L, нульовий робочий - N і нульовий захисний - РЕ
провідники). Забороняється об'єднання нульових робочих і нульових захисних
провідників різних групових ліній. Нульовий робочий і нульовий захисний
провідники не дозволяється підключати на щитках під спільний контактний
затискач.
Переріз провідників повинен відповідати вимогам пункту 2.5.15.
2.5.6. Електропроводку в приміщеннях слід виконувати із можливісттю
заміни: приховано в каналах будівельних конструкцій, замонолічених трубах;
відкрито - в електротехнічних плінтусах, коробах тощо.
На технічних поверхах, у підпідлогових просторах, підвалах, які не
опалюються, горищах, вентиляційних камерах, вологих та особливо вологих
приміщеннях електропроводку рекомендується виконувати відкритою.
Для техніко-економічної доцільності горизонтальні і вертикальні ділянки
розподільних мереж, які мають численні відгалуження, рекомендується
виконувати шинопроводами (див. пункт 2.2.20 ПУЭ).
Допускається в будинках, конструкції яких виготовлені із негорючих
будівельних матеріалів згідно з ДСТУ Б В.2.7-19, прокладати групові мережі
кабелем або ізольованими проводами в захисній оболонці без можливості їх
заміни в борознах стін, перегородках, перекриттях, під штукатуркою, у шарі
підготовки підлоги або в порожнинах будівельних конструкцій.
Допускається в адміністративних та побутових будинках під час їх
реконструкції застосовувати відкриту електропроводку в пластмасових коробах із
важкогорючих матеріалів з помірною димоутворювальною здатністю відповідно
до ГОСТ 12.1.044.
Не дозволяється прокладання проводів без можливості їх заміни в панелях
стін, перегородках та перекриттях, які виконані на заводах будіндустрії, або в
монтажних стиках панелей під час монтажу будинків.
2.5.7. Електричні мережі, які прокладаються за непрохідними підвісними
стелями і в перегородках, розглядаються, як приховані електропроводки і їх слід
виконувати: за стелями і в пустотах перегородок із горючих матеріалів згідно з
ДСТУ Б В.2.7-19 - в металевих, які мають локалізуючі властивості, і в закритих
коробах; за стелями і в перегородках із негорючих матеріалів - у трубах, гнучких
рукавах, коробах із негорючих чи важкогорючих матеріалів або горючих групи
горючості Г 1 згідно з ДСТУ Б В.2.7-19, а також кабелями, які мають оболонки з
матеріалів
з помірною димоутворювальною здатністю за ГОСТ 12.1.044. Також повинна
бути забезпечена можливість заміни проводів і кабелів. 2.5.8. Відкрите
прокладання кабелів допускається в приміщеннях для приготування і приймання
їжі за винятком кухонь квартир. Відкрите прокладання проводів у цих
приміщеннях не дозволяється.
У кухнях квартир слід застосовувати такі самі види електропроводок, що і
у житлових кімнатах і коридорах.
2.5.9. У ванних кімнатах, санвузлах, душових, як правило, повинна
застосовуватися прихована електропроводка. Допускається відкрите прокладання
кабелів.
У саунах для зон 3 і 4 згідно з додатком 1 електропроводка повинна
витримувати температуру не нижче ніж +170 град. C.
У саунах, ванних кімнатах, санвузлах, душових не допускається
прокладання проводів з металевими оболонками, у металевих трубах і металевих
рукавах.
2.5.10. Електропроводка на горищах повинна виконуватися відповідно до
вимог розділу 2 ПУЭ та НАПБ А 01.001.
2.5.11. Прокладання проводів і кабелів по горючих основах (конструкціях,
деталях) повинно виконуватися захищеним (у трубах, коробах). Допускається
відкрите прокладання на відстані від горючих основ не менше ніж 10 мм.
У разі неможливості забезпечення вказаної відстані слід відокремлювати
кабель або провід від горючої поверхні шаром негорючого матеріалу, який
виступає з кожного боку проводу (кабеля) не менше ніж на 10 мм.
2.5.12. Через підвали і технічні підпідлогові простори секцій будинку
допускається прокладання силових кабелів напругою до 1000 В, які живлять
електроприймачі інших секцій будинку. Такі кабелі не розглядаються як
транзитні, прокладання яких через підвали і технічні підпідлогові простори
будинку забороняється.
2.5.13. Забороняється відкрите прокладання транзитних кабелів і проводів
через комори і складські приміщення.
2.5.14. Лінії, які живлять холодильні установки підприємств торгівлі і
громадського харчування, повинні бути прокладені від ВРП або ГРЩ цих
підприємств.
2.5.15. Вибір перерізу провідників слід виконувати згідно з вимогами
відповідних глав ПУЭ.
Однофазні дво- і трипровідні лінії, а також трифазні, чотири- і
п'ятипровідні лінії, що живлять однофазні електроприймачі, повинні мати переріз
нульових робочих N провідників, який дорівнює перерізу фазних провідників.
Трифазні, чотири- і п'ятипровідні лінії, які живлять трифазні
електроприймачі навантаження, повинні мати переріз нульових робочих N
провідників, рівний перерізу фазних провідників до 16 мм^2 по міді і 25 мм по
алюмінію, а при більшому перерізі - не менше 50% перерізу фазних провідників.
Переріз PEN провідників повинен бути не менше перерізу N провідників і
не менше 10 мм^2 по міді і 16 мм^2 по алюмінію незалежно від перерізу фазних
провідників.
Переріз РЕ провідників повинен дорівнювати перерізу фазних до 16 мм^2
та 16 мм^2 - при перерізі фазних провідників від 16 до 35 мм^2 і 50% перерізу
фазних провідників при більших перерізах.
Переріз РЕ провідників, які не входять до складу кабелів, повинен бути не
менше 2,5 мм^2 за наявності механічного захисту і 4 мм^2 - за його відсутності.
2.6. Внутрішнє електрообладнання
2.6.1. Електродвигуни, що обслуговують загальнобудинкові установки
(насоси, вентилятори, ліфти тощо), а також їхні захисні і пускові апарати повинні
бути доступні тільки для обслуговуючого персоналу. Винятком є кнопки
керування ліфтами, протипожежними пристроями і вентиляцією. Пускові апарати
керування
електродвигунами рекомендується розміщувати в зручних для обслуговування
місцях з дотриманням вимог, наведених у главі 5.3 ПУЭ.
2.6.2. Протипожежні пристрої, сигналізація загазованості і охоронна
незалежно від категорії надійності електропостачання будинку повинні живитися
від двох окремих вводів, а за їх відсутності - двома лініями від ВРП або ГРЩ.
Переключення з однієї лінії на другу здійснюється автоматично.
2.6.3. Установка електродвигунів на горищі допускається при виконанні
вимог із звукоізоляції відповідно до нормування рівнів шуму.
Установлені на горищі електродвигуни, розподільні пункти, окремо
встановлені комутаційні апарати й апарати захисту повинні мати ступінь захисту
не нижче IP 44.
2.6.4. У приміщеннях для приготування їжі, крім кухонь квартир,
світильники із лампами розжарювання, які встановлюються над робочими
місцями (плитами, столами тощо), повинні мати знизу захисне скло. Світильники
з люмінесцентними лампами мають бути оснащені гратами, сітками або
лампотримачами, щоб запобігти випаданню ламп.
2.6.5. У ванних кімнатах, душових і санвузлах слід використовувати
електрообладнання, спеціально призначене для установки у відповідних зонах
цих приміщень за додатком 2, з дотриманням таких вимог:
1) електрообладнання повинно мати ступінь захисту по воді не нижче ніж:
у зоні 0 - IРХ7;
у зоні 1 - IРХ5
у зоні 2 - IРХ4 (IРХ5 - у ваннах загального користування);
у зоні 3 - IРХ1 (IРХ5 - у ваннах загального користування);
2) у зоні 0 можуть використовуватися електроприлади напругою не вище
12 В, призначені для використання у ванні. У такому разі джерело живлення
повинно розміщуватися за межами цієї зони;
3) у зоні 1 можуть установлюватися тільки водонагрівники;
4) у зоні 2 можуть установлюватися водонагрівники і світильники класу
захисту 2;
5) у зонах 0,1 і 2 не допускається установка з'єднувальних коробок
розподільних пристроїв і пристроїв керування.
2.6.6. Не допускається установка штепсельних розеток у ванних кімнатах,
душових, у мийних приміщеннях лазень, у приміщеннях з нагрівниками для саун
(далі за текстом - у саунах), а також у приміщеннях пралень, за винятком ванних
кімнат квартир і номерів готелів.
У ванних кімнатах квартир і номерів готелів допускається установка
штепсельних розеток у зоні 3 згідно з додатком 2, приєднаних до мережі через
роздільні трансформатори або мережі, захищеної пристроєм захисного вимкнення
(надалі - ПЗВ), який реагує на диференційний струм з номінальним струмом, що
не перевищує 30 мА.
Будь-які вимикачі і штепсельні розетки повинні розміщуватися на відстані
не менше 0,6 м від дверного прорізу душової кабіни.
2.6.7. Відстань від газопроводів до розеток, вимикачів та елементів
електроустановок має бути не менше 0,5 м.
2.6.8. У будинках, обладнаних трипровідною мережею (див. пункт 2.6.5),
повинні встановлюватися штепсельні розетки на струм не менше 10 А із захисним
контактом.
Штепсельні розетки, які встановлюються в квартирах, у житлових кімнатах
гуртожитків, а також у дитячих закладах (садках, яслах, школах тощо), повинні
мати захисний пристрій, що автоматично закриває гніздо штепсельної розетки з
витягнутою вилкою.
2.6.9. Вимикачі рекомендується установлювати на стіні з боку дверної
ручки на висоті 1 м. Допускається їх установка під перекриттям з керуванням з
допомогою шнура. У приміщеннях для перебування дітей (садках, яслах, школах
та ін.) вимикачі слід установлювати на висоті 1,8 м від підлоги.
2.6.10. Не дозволяється установка розподільних пристроїв і пристроїв
керування в саунах, ванних кімнатах, санвузлах, мийних приміщеннях лазень,
парильнях, приміщеннях пралень тощо.
У приміщеннях з умивальниками і зонах 1 і 2 ванних і душових приміщень
допускається установка вимикачів, які приводяться в дію шнуром.
2.6.11. Апарати, що вимикають мережу освітлення горища, повинні бути
встановлені поза його межами.
2.6.12. Вимикачі світильників робочого, аварійного та евакуаційного
освітлення приміщень, призначених для перебування великої кількості людей
(наприклад, торгових приміщень магазинів, їдалень, вестибюлів готелів тощо),
повинні бути доступними тільки для обслуговуючого персоналу.
2.6.13. Над кожним входом у будинок повинен установлюватися
світильник.
2.6.14. Номери будинків і покажчики пожежних гідрантів, установле них на
зовнішніх стінах будинків, повинні бути освітлені. Живлення електричних джерел
світла номерів будинків і покажчиків пожежних гідрантів має здійснюватися від
мережі внутрішнього освітлення будинку, а покажчики пожежних гідрантів, які
встановлені на опорах зовнішнього освітлення, - від мережі зовнішнього
освітлення.
2.7. Прилади обліку електроенергії
2.7.1. У громадських та житлових будинках індивідуальних забудовників
розрахункові лічильники електроенергії повинні встановлюватися на ВРП (ГРЩ)
у точках балансового розподілу з електропостачальною організацією. За наявності
вбудованих і прибудованих трансформаторних підстанцій, потужність яких
повністю використовується споживачами будинків, розрахункові лічильники
повинні встановлюватися на вводах силових трансформаторів на спільний щит
низької напруги, який одночасно є ВРП будинку.
2.7.2. Розрахункові лічильники житлових будинків (освітлення сходових
кліток, контор домоуправлінь, дворове освітлення тощо) рекомендується
встановлювати в шафах ВРП або на панелях ГРЩ.
2.7.3. Розрахункові квартирні лічильники слід розміщати сумісно з
апаратами захисту (автоматичними вимикачами, запобіжниками). При установці
квартирних щитків у квартирах лічильники повинні встановлюватися на цих
щитках. Допускається установка лічильників на поверхових щитках.
2.7.4. Для безпечної заміни лічильника, безпосередньо увімкнутого в
мережу, перед кожним лічильником, повинен передбачатися комутацій ний
апарат для зняття напруги з усіх фаз, приєднаних до лічильника.
Апарати вимикання, що призначені для зняття напруги з розрахункових
лічильників, розміщених у квартирах, повинні розміщуватися за їх межами.
2.7.5. За лічильником, увімкненим безпосередньо в мережу, повинен бути
установлений апарат захисту відповідно до глави 3.1 ПУЭ. Якщо від лічильника
відходять декілька ліній, обладнаних апаратами захисту, то встановлення
загального апарата захисту не потрібне.
2.7.6. У житлових будинках слід установлювати один однофазний або
трифазний розрахунковий лічильник (при трифазному вводі) на кожну квартиру.
2.7.7. Розрахункові лічильники в громадських будинках з декількома
споживачами електроенергії повинні передбачатися для кожного споживача,
відокремленого в господарському відношенні (ательє, магазини, майстерні,
склади, житлово-експлуатаційні конторита ін.)
2.7.8. Рекомендується оснащення житлових будинків системою
дистанційного зняття показань лічильників.
2.8. Захисні заходи безпеки
2.8.1. Захисні заходи безпеки електроустановок будинків повинні
виконуватися відповідно до вимог глави 1.7 ПУЭ і додаткових вимог даного
розділу.
2.8.2. У всіх приміщеннях необхідне приєднання відкритих провідних
частин світильників загального освітлення і стаціонарних електроприймачів
(електричних плит, кип'ятильників побутових кондиціонерів, електрорушників
тощо) до нульового захисного РЕ провідника.
2.8.3. У приміщеннях будинків металеві корпуси однофазних переносних
електроприладів і настільних засобів оргтехніки класу 1 за ГОСТ 12.2.007.0 слід
приєднувати до захисних провідників трипровідної групової лінії (див. пункт
2.5.5).
До захисних провідників слід приєднувати металеві каркаси підвісних
стель, перегородок, дверей та рам і конструкцій для прокладання кабелів.
2.8.4. Допускається застосування підвісних світильників, не обладнаних
затискачами, для підключення захисних провідників у приміщеннях без
підвищеної небезпеки за умови, що гак для їх підвішування ізольований. Вимоги
даного пункту не відміняють вимог пункту 2.5.5 і не є підставою для виконання
електропроводок двопровідними.
2.8.5. На групових лініях, які живлять штепсельні розетки для пере носних
електричних приладів, рекомендується передбачати ПЗВ з номінальним
диференційним струмом спрацьовування не більше 30 мА.
Установка ПЗВ є обов'язковою, якщо пристрій захисту від надструмів
(автоматичний вимикач, запобіжник) не забезпечує заданого часу автоматичного
відключення віповідно до ГОСТ 30331.3-0,4 с за номінальної напруги 220 В і
якщо установка не охоплена системою зрівнювання потенціалів або розетки
розташовані зовні приміщень та в приміщеннях, особливо небезпечних чи з
підвищеною небезпекою (наприклад, у зоні 3 ванних і душових приміщень
квартир і номерів готелів).
2.8.6. У разі установки ПЗВ послідовно повинні виконуватися вимоги
селективності. При дво- і багатоступеневих схемах ПЗВ, розміщений ближче до
джерела живлення, повинен мати уставку і час спрацьовування утричі більші ніж
ПЗВ, розміщений ближче до споживача.
2.8.7. У зоні дії ПЗВ нульовий робочий провідник не повинен мати
з'єднання з заземленими елементами і нульовим захисним провідником.
2.8.8. У всіх випадках ПЗВ повинен забезпечувати надійну комутацію кіл
навантаження з урахуванням можливих перевантажень.
2.8.9. Повинні використовуватися переважно ПЗВ, які є єдиним апаратом з
автоматичним вимикачем, що забезпечує захист від надструмів.
Використання ПЗВ у групових лініях, які не мають захисту від надструмів,
без додаткового апарата, що забезпечує цей захист, не допускається.
У разі використання ПЗВ, що не мають захисту від надструмів, повинна
бути проведена розрахункова перевірка ПЗВ у режимі надструмів з урахуванням
захисних характеристик апарата захисту від надструмів.
2.8.10. У житлових будинках не допускається використання ПЗВ, які
автоматично вимикають споживача від мережі в разі зникнення або
недопустимого зниження напруги мережі. У цих випадках ПЗВ повинен зберігати
роботоздатність на термін не менше ніж 5 с у разі зниження напруги до 50% від
номінальної.
2.8.11. У будинках можуть використовуватися ПЗВ типу "А", що реагують
як на змінні, так і на пульсуючі струми пошкоджень, або "АС", які реагують
тільки на змінний струм витоку. Джерелом пульсуючого струму є, наприклад,
пральні машини з регуляторами швидкості, регульовані джерела світла,
телевізори, відеомагнітофони, персональні комп'ютери тощо.
2.8.12. Допускається приєднання до одного ПЗВ декількох групових ліній
через окремі автоматичні вимикачі (запобіжники).
Установлення ПЗВ у лініях, які живлять стаціонарно встановлене
обладнання і світильники, а також у загальних мережах освітлення, не
обов'язкове.
2.8.13. У житлових будинках ПЗВ рекомендується установлювати на
квартирних щитках, допускається їх установлення на поверхових щитках.
2.8.14. Забороняється установлення ПЗВ для електроприймачів,
відключення яких може призвести до ситуацій, небезпечних для споживачів
(вимикання протипожежної сигналізації тощо).
2.8.15. Сумарна величина струмів витоку мережі з урахуванням приєднаних
стаціонарних і переносних електроприймачів у нормальному режимі роботи не
повинна перевищувати 1/3 номінального струму ПЗВ. За відсутності даних про
струми витоку електроприймачів їх слід приймати з розрахунку 0,3 мА на 1 А
струму навантаження, а струм витоку мережі - з розрахунку 10 мкА на 1 м
довжини фазного провідника.
2.8.16.Для підвищення рівня захисту від загоряння при замиканнях на
заземлені частини, коли величина струму недостатня для спрацьовування захисту
максимального струму, на вводі в квартиру, індивідуальний будинок тощо
рекомендується установлення ПЗВ зі струмом спрацьовування до 300 мА.
2.8.17. Для житлових будинків у разі додержання вимог пункту 2.8.15
функції ДЗВ за пунктами 2.8.15, 2.8.16 можуть виконуватися одним апаратом із
струмом, спрацьовування не більше 30 мА.
2.8.18. Якщо ПЗВ призначений для захисту від ураження електричним
струмом і для захисту від загоряння або тільки для захисту від загоряння, то він
повинен вимикати як фазний, так і нульовий робочий провідники. У цих випадках
захист від надструму в нульовому робочому провіднику не вимагається".
2.8.19. На вводі в будинок повинна бути виконана система зрівнювання
потенціалів шляхом об'єднання наступних струмопровідних частин:
- основний (магістральний) захисний заземлювальний провідник;
- основний (магістральний) заземлювальний провідник або основний
заземлювальний затискач;
- сталеві труби комунікацій будинків і між будинками;
- металеві частини будівельних конструкцій, блискавкозахисту, системи
центрального опалення, вентиляції та кондиціонування.
Такі струмопровідні частини повинні бути з'єднані між собою на вводі в
будинок.
2.8.20. Слід на протязі всієї мережі повторно виконувати додаткове
зрівнювання потенціалів. До додаткової системи зрівнювання потенціалів повинні
бути підключені всі доступні доторканню відкриті струмопровідні частини
стаціонарних
електроустановок, сторонні струмопровідні частини і нульові захисні провідники
всього електрообладнання (у т. ч. штепсельні розетки).
2.8.21. Для ванних і душових приміщень додаткова система зрівнювання
потенціалів є обов'язковою і повинна передбачати ще підключення сторонніх
струмопровідних частин, які виходять за межі приміщень. Якщо відсутнє
електрообладнання з підключеними до системи зрівнювання потенціалів
нульовими захисними провідниками, тоді систему зрівнювання потенціалів слід
підключати до РЕ шини (затискача) на вводі.
Нагрівальні елементи, які закладені в підлогу, повинні бути покриті
заземленою металевою сіткою або заземленою металевою оболонкою,
приєднаними до системи зрівнювання потенціалів. Як додатковий захист для
нагрівальних елементів рекомендується використовувати ПЗВ на струм до 30 мА.
Не допускається використання для саун, ванних і душових приміщень
систем місцевого зрівнювання потенціалів.
ВИСНОВКИ
Виконано оглядово-аналітичне дослідження світового та вітчизняного
досвіду розроблення, створення та експлуатації ФЕС мікрогенерації.
Проаналізовано підходи, що використовуються для оптимізації їхніх
енергетичних і техніко-економічних характеристик.
Виконано тривалі натурні дослідження продуктивності автономної
фотоелектричної установки (ФЕУ) акумуляторного типу, результати яких дали
змогу забезпечити динамічні математичні моделі кількох схемних конфігурацій,
що розробляються, необхідними параметричними даними, включно з
урахуванням особливостей роботи електрохімічного накопичувача енергії.
Розроблено та верифіковано за даними експериментальних досліджень
динамічну імітаційну модель експериментальної ФЕУ.
Розроблено динамічні імітаційні моделі трьох схемних рішень (без
акумулювання, з НЕЕ, з НТЕ) для прогнозування з їх використанням
енергетичних і техніко-економічних характеристик ФЕС мікрогенерації.
Виконано моделювання роботи досліджуваних ФЕС мікрогенерації в
декількох репрезентативних місцях розташування та порівняльний аналіз
результатів, а також аналіз чутливості енергетичних показників до зміни
енергетичних і потужностних параметрів компонентів ФЕС і форми добового
графіка електроспоживання.
СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ
1. Попович М.Г., Ковальчук О.В. Теорія автоматичного керування: Підручник.
К.: Либідь, 2017. – 656 с.
2. Бабіченко А.К. та ін. Промислові засоби автоматизації. Ч.1. Харків: НТУ
«ХПІ», 2016. – 470 с.
3. Автоматизація виробничих процесів: підручник / І.В. Ельперін та ін. – К.:
Вид. Ліра – К, 2018. – 378 с.
4. Технічні засоби автоматизації: навч. посіб. / Володимир Савицький, Роман
Федоришин. – Львів: Вид-во Львівської політехніки, 2018. – 291 с.
5. Васильківський І. С., Фединець В. О., Юсик Я. П. Виконавчі пристрої
систем автоматизації. Львів: Львівська політехніка, 2020. 220 с.
6. Константінов С.М. Теплообмін: Підручник. – К.: ВПІ ВПК „Політехніка”,
2015. – 304 с.
7. Сегеда М. С. та ін. Нетрадиційні та відновлювані джерела електроенергії.
Навчальний посібник. Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2019. 204
с.
8. Варламов Г.Б., Любчик Г.М., Маляренко В.А. Теплоенергетичні установки
та екологічні аспекти виробництва енергії: Підручник. – К.: ІВЦ
“Видавництво «Політехніка»”, 2003. – 232 с.
9. Мисак Й.С. та ін. Пристрої для утилізації теплової енергії: навчальний
посібник. Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2006. 152 с.
10. Самохвалов В.С. Вторинні енергетичні ресурси та енергозбереження: навч.
посіб. – К.: Центр учбової літератури, 2008. – 223 с.
11. Буляндра О.Ф. Технічна термодинаміка. – К.: Техніка, 2006. – 320 с.
12. Соловей О.І. та ін. Нетрадиційні та поновлювальні джерела енергії:
Навчальний посібник. – Черкаси: ЧДТУ, 2007. – 483 с.
13. Праховник А.В., Соловей О.І., Іншеков Є.М. "Від виробництва до
ефективного споживання енергії": Посібник для викладачів, К.: Нотна
фабрика, 2009 р.
14. Енергоефективні системи кондиціювання повітря: навч. посіб. / уклад.: А.
С. Соломаха, В. В. Середа. – К.: КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2020. – 53 с.
15. Боженко, М. Ф. Енергозбереження в теплопостачанні [Електронний ресурс]
: текст лекцій. – К.: НТУУ «КПІ», 2015. – 225 с.
16. Боженко, М. Ф. Системи опалення, вентиляції і кондиціювання повітря
будівель [Електронний ресурс]. – К.: КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2019. – 380
с.
17. Теплопостачання та вентиляція: Навчальний посібник / О. Т. Возняк та ін. –
Львів: Видавництво Львівської політехніки, 2013. 276 с.
18. Джеджула, В. В. Вентиляція та кондиціювання громадських об’єктів:
навчальний посібник. – Вінниця: ВНТУ, 2021. – 71 с.
19. Мисак Й.С., Гнатишин Я.М., Івасик Я.Ф. Паливні пристрої для спалювання
низькосортних палив. — Л.: НУ «ЛП», 2012. — 136 с.
20. Котельні установки промислових підприємств: навч. посіб. / В.А. Волощук,
А.К. Денісов, І.П. Трофимчук. — Рівне: НУВГП, 2013. — 327 с.
21. Ткаченко, С. Й. Котельні установки: Навч. посіб. – Вінниця: ВНТУ, 2016. –
185 с.
22. Білуха М.Т. Методологія наукових досліджень: Підручник. – К.: АБУ, 2002.
– 480 с.
23. Гуревічов М. Державне регулювання науки // Економіка України. – 2001. –
№10.
24. Шейко В.М., Кушнаренко Н.М. Організація та методика науково-
дослідницької діяльності: Підручник. – К.: Знання-Прес, 2002. – 295 с.
25. Геєць В. Про підсумки наукової діяльності установ Відділення економіки
НАНУ в 2000 р. // Економіка України. – 2001. – № 4.
26. ДСТУ Документація, звіти у сфері науки і техніки. – К.: Держстандарт
України, 1995.
27. Дубров Ю. Наука як система, що самоорганізується // Вісник НАНУ – 2000.
– № 2.
28. Сорока І.В. У XXI століття з високим рівнем національної освіти і науки //
Фінанси України. – 2000. – № 8.
29. Про затвердження Правил технічної експлуатації теплових установок і
мереж Наказ Міністерства палива та енергетики України від 14.02.2007 №
71.
30. Про затвердження Положення про Міністерство розвитку громад та
територій України, постанова від 30.04.2014 № 197.
31. Владикина О. М. Підвищення енергетичної ефективності житлових
будинків // Стійкий розвиток науки та освіти. – 2019. – № 7. – С. 121–126.
32. Глазунова Є. К., Василенко О. І., Скорик Т. А. Питомі опалювальні
навантаження та енергоефективність сучасної житлової забудови //
Науковий огляд. 2013 № 2. С. 94–96.
33. Страхова Н. А., Скорик Т. А., Соколова Г. Н. Екологічні та економічні
аспекти теплозахисних заходів // Науковий огляд. 2013 № 2. С. 91–93.
34. Лисєв В. І., Шилін А. С. Напрями підвищення енергоефективності будівель
та споруд // Холодильна техніка та кондиціювання. 2017. № 2. С. 18–25.