Дослідження функціонування гібридної сонячної електростанції інтегрованої в систему електропостачання населеного пункту

Черненко, Станіслав Юрійович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7824

Full metadata record

DC Field	Value	Language
dc.contributor.advisor	Протасов, Сергій Юрійович	-
dc.contributor.author	Черненко, Станіслав Юрійович	-
dc.date.accessioned	2026-03-11T17:55:11Z	-
dc.date.available	2026-03-11T17:55:11Z	-
dc.date.issued	2024-12	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/7824	-
dc.description.abstract	У першому розділі зроблено літературний огляд та оцінку наявних джерел відновлюваної енергії у населеному пункті для будівництва гібридної системи електропостачання, зокрема, вітрова та сонячна енергія. Оцінка потенціалу вітрової енергії з використанням середньорічного значення швидкості вітру в Черкаській області показує, що застосування вітротурбін для цієї місцевості не доцільно. В результаті аналізу та оцінки потенціалу сонячної енергії, встановлено, місцевість має високу сонячну інсоляцію, що узгоджується із загальними статистичними даними. У другому розділі розраховано щоденний та щомісячний попит населеного пункту на електроенергію, виконано оцінку кількості необхідного обладнання для інтеграції гібридної сонячної електростанції у централізовану систему електропостачання. У третьому розділі зроблено економічне обґрунтування, узагальнення переваг і недоліків альтернатив гібридної СЕС із фіксованим положенням PV панелей та із застосуванням системи стеження за Сонцем із використанням економічних моделей. Аналіз витрат та користі технічних рішень гібридної СЕС інтегровану в систему електропостачання населеного пункту, підтверджує стабільність проектів та показує, в яких умовах застосування системи стеження за Сонцем є доцільним. Реалізація проекту дозволить уникнути потенційних збитків, пов'язаних із якістю електричної енергії, а також знизить втрати електроенергії під час передачі довгими повітряними лініями середньої напруги.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	гібридна система електропостачання	uk_UA
dc.subject	відновлювані джерела енергії	uk_UA
dc.subject	сонячна електростанція	uk_UA
dc.subject	сонячна інсоляція	uk_UA
dc.title	Дослідження функціонування гібридної сонячної електростанції інтегрованої в систему електропостачання населеного пункту	uk_UA
dc.type	Master Thesis	uk_UA
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
Черненко С.Ю..pdf Restricted Access		2.54 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show simple item record

Extracted text

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
Факультет електронних технологій, автотранспорту та машинобудування
(назва факультету)
Кафедра електротехнічних систем
(повна назва кафедри)

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” _________2024 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«Дослідження функціонування гібридної сонячної електростанції
інтегрованої в систему електропостачання населеного пункту»

Виконав: здобувач вищої освіти 2 курсу, групи мЕСЕ–34
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка»
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності)

Черненко Станіслав Юрійович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис)

Науковий керівник к.т.н., доцент Сергій ПРОТАСОВ_____ ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Нормоконтроль к.т.н., доцент Костянтин КЛЮЧКА ____________
(наук. ступінь, вчене звання Власне ім’я ПРІЗВИЩЕ) (підпис)

Засвідчую, що у цій кваліфікаційній роботі немає запозичень з праць інших
авторів без відповідних посилань.
Здобувач вищої освіти ______________
(підпис)

Черкаси 2024 р.
3
РЕФЕРАТ

По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість
сторінок – 89, рисунків – 44, таблиць – 16, використаних літературних
джерел – 37.
Метою кваліфікаційної роботи магістра – підвищення ефективності
та надійності системи електропостачання населеного пункту за рахунок
інтеграції джерел розподіленої генерації.
На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання:
1. Збір та аналіз даних з електроспоживання, астрономічних,
метеорологічних, географічних даних населеного пункту.
2. Розрахунок та вибір необхідного обладнання для місцевої генерації
СЕС для варіантів фіксованого положення PV панелей та із застосуванням
системи сонячного стеження.
3. Розрахунок динаміки заряду та розряду АКБ, оцінка їх терміну
служби та визначення їх оптимальної кількості.
4. Техніко-економічний аналіз нетрадиційних рішень системи
електропостачання населеного пункту.
У першому розділі зроблено літературний огляд та оцінку наявних
джерел відновлюваної енергії у населеному пункті для будівництва гібридної
системи електропостачання, зокрема, вітрова та сонячна енергія. Оцінка
потенціалу вітрової енергії з використанням середньорічного значення
швидкості вітру в Черкаській області показує, що застосування вітротурбін
для цієї місцевості не доцільно. В результаті аналізу та оцінки потенціалу
сонячної енергії, встановлено, місцевість має високу сонячну інсоляцію, що
узгоджується із загальними статистичними даними.
У другому розділі розраховано щоденний та щомісячний попит
населеного пункту на електроенергію, виконано оцінку кількості необхідного
4
обладнання для інтеграції гібридної сонячної електростанції у
централізовану систему електропостачання.
У третьому розділі зроблено економічне обґрунтування, узагальнення
переваг і недоліків альтернатив гібридної СЕС із фіксованим положенням PV
панелей та із застосуванням системи стеження за Сонцем із використанням
економічних моделей. Аналіз витрат та користі технічних рішень гібридної
СЕС інтегровану в систему електропостачання населеного пункту,
підтверджує стабільність проектів та показує, в яких умовах застосування
системи стеження за Сонцем є доцільним. Реалізація проекту дозволить
уникнути потенційних збитків, пов'язаних із якістю електричної енергії, а
також знизить втрати електроенергії під час передачі довгими повітряними
лініями середньої напруги.
Ключові слова: гібридна система електропостачання, відновлювані
джерела енергії, сонячна електростанція, сонячна інсоляція, PV сонячні
панелі

5
ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7
ВСТУП ..................................................................................................................... 8
РОЗДІЛ 1. ЗАСТОСУВАННЯ ЕНЕРГІЇ ВІТРУ І СОНЦЯ ДЛЯ ГІБРИДНОЇ
СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ............................................................... 11
1.1. Порівняння джерел вітрової та сонячної енергії ..................................... 12
1.1.1. Енергія вітру .......................................................................................... 16
1.1.2. Фотоелектрична сонячна енергія ........................................................ 18
1.2. Оцінка потенціалу відновлювальних джерел енергії досліджуваного
населеного пункту .............................................................................................. 20
1.2.1. Вітровий потенціал району .................................................................. 22
1.2.2. Сонячний потенціал району .................................................................... 25
1.3. Сонячна електростанція ............................................................................. 33
1.3.1 Схеми побудови СЕС ............................................................................ 34
1.3.2. Методи підвищення ефективності ...................................................... 43
РОЗДІЛ 2. ОЦІНКА ПАРАМЕТРІВ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ .......... 47
2.1. Розрахунок необхідної кількості фотоелектричних панелей ................. 47
2.2. Розрахунок ємності накопичувачів енергії .............................................. 52
2.3. Структурна схема гібридної сонячної електростанції ............................ 68
РОЗДІЛ 3. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ
ГІБРИДНОЇ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ ДЛЯ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАСЕЛЕНОГО ПУНКТУ .................................................................................... 70
3.1. Гібридна система електропостачання без застосування сонячних
трекерів ................................................................................................................ 71
6
3.2. Гібридна система електропостачання із застосування сонячних трекерів
.............................................................................................................................. 75
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 84
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 86

7
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І
ТЕРМІНІВ

АКБ – акумуляторна батарея
ДБЖ – джерело безперебійного живлення
ЕЕ – електрична енергія
ЛЕП – лінія електропередач
НAWT — горизонтальна вітрова турбіна
ОЕСР – організація економічного співробітництва та розвитку
ПЛ – повітряна лінія
СЕС – сонячна електростанція
CCF (Cumulative Cash Flows) – кумулятивні грошові потоки
IRR – рентабельність інвестиції
MPPT – точка максимальної потужності
NPV – показник економічної ефективності інвестиційного проекту
PV – фотоелектрична технологія
VAWT — вертикальна вітрова турбіна

8
ВСТУП

Актуальність дослідження. Людина всю свою історію отримувала із
різних ресурсів енергію, яку використовувала для створення сприятливого
середовища для власного життя. Форма використаної енергії змінювалася
протягом тисячоліть, а зростання рівня споживання енергії позитивно
впливає на економічну ситуацію суспільства [1]. Сотні тисяч років тому
споживання енергії людиною почалося з використання вогню для обігріву,
приготування їжі та освітлення. Це було початком органічної економіки
історії людства. Використання вогню спричинило зародження ремесл. Згодом
люди знайшли способи використання енергій води та вітру для
сільськогосподарських та інших цілей [2].
Сприятливе довкілля призводить до зростання популяції, що означає
скорочення кількості доступних товарів на душу населення. Зростання
попиту на товари призвів до так званої «промислової революції» – нової
епохи в технологічному розвитку та енергоспоживання. У цей момент
відбувся перехід до економіки викопного палива. З того часу спостерігається
помітне збільшення споживання енергії [3]. За використання нових обсягів
енергії рівень економічного розвитку продовжував зростати. Сучасна людина
споживає в 100 разів більше енергії, ніж первісна, що жила вчетверо менше
[3].
На сьогоднішній час найбільш поширеним видом енергії є електрична
енергія, і тому є кілька причин:
− електроенергія невагома;
− зручна для різних перетворень, передачі та розподілу;
− має високу ефективність з точки зору споживання енергії тощо.
Процес витіснення інших видів енергії електричною, спричинено
запровадженням електроенергії у нових районах, що відіграє важливу роль в
економічному розвитку країни та добробуті населення.
9
Електрична енергія, що генерується електростанціями, передається на
великі відстані кінцевим споживачам завдяки електричним мережам, які між
собою об'єднані у мережі для передачі цієї енергії. Можна виділити два
основні елементи електричної мережі: підстанція та лінія електропередачі.
Підстанції використовуються для прийому, перетворення та розподілу
електроенергії.
Залежно від відстані передачі та кількості енергії, що передається,
обирається клас напруги ЛЕП. Наприклад, в Україні максимальна довжина
максимально завантаженої ПЛ 10 кВ складає 5 км [4], а довжина ПЛ 10 кВ
менших навантажень не перевищує 15 км. На початку будівництва ЛЕП,
вимоги до якості енергії були менш суворими, що пояснювалося обраною
стратегією першого етапу електрифікації – стратегією широкомасштабного
впровадження централізованого електропостачання, який на сьогоднішній
день вважається завершеним.
Оскільки, ситуація яка склалася на сьогоднішній день в Україні,
пов’язана з руйнуванням енергетичної інфраструктури військами російської
федерації, це у свою чергу зароджує новий етап модернізації та реконструкції
зруйнованих об’єктів, а також актуалізує завдання розробки та будівництва
нових об’єктів розподіленої генерації, особливо які знаходяться у межах
населених пунктів, а також віддалених від централізованих систем
електропостачання.
Метою кваліфікаційної роботи магістра – підвищення ефективності
та надійності системи електропостачання населеного пункту за рахунок
інтеграції джерел розподіленої генерації.
На основі мети дослідження, сформульовані такі завдання:
1. Збір та аналіз даних із електроспоживання, астрономічних,
метеорологічних, географічних даних населеного пункту.
2. Розрахунок та вибір необхідного обладнання для місцевої генерації
СЕС для варіантів фіксованого положення PV панелей та із застосуванням
системи сонячного стеження.
10
3. Розрахунок динаміки заряду та розряду АКБ, оцінка їх терміну
служби та визначення їх оптимальної кількості;
4. Техніко-економічний аналіз нетрадиційних рішень системи
електропостачання населеного пункту.
Об'єкт дослідження – система електропостачання населеного пункту.
Предмет дослідження – відновлювальні джерела енергії.
Методи досліджень. методи статистичної обробки інформації, методи
емпіричного дослідження та моделювання.
Елемент наукової новизни. Реалізація проекту гібридної електростанції
інтегрованої в систему електропостачання населеного пункту, дозволить
уникнути витрат, пов'язаних із передачею електроенергії за довгою
одноланцюговою ПЛ 10 кВ, що в свою чергу покращить якість електричної
енергії та надійність електропостачання.
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 23-24 квітня 2024 р.

11
РОЗДІЛ 1
ЗАСТОСУВАННЯ ЕНЕРГІЇ ВІТРУ І СОНЦЯ ДЛЯ ГІБРИДНОЇ
СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

На сьогоднішній день стандартним рішенням для електропостачання
споживачів є будівництво повітряної лінії (ПЛ) електропередач від
найближчої трансформаторної підстанції. Основною умовою ефективного
електропостачання є вимога отримання споживачем електричної енергії
необхідної якості зі стабільними та обмеженими параметрами. Насправді
надійність електропостачання та якість електроенергії за межами мегаполісів
в Україні дуже часто мають погані показники. Крім того, електрична енергія
виробляється, в основному великими електростанціями, які розташовані біля
великих споживачів (наприклад, містами, підприємствами тощо), і
передається високовольтними і низьковольтними лініями споживачам у
віддалені і сільські райони.
Якщо централізована електрична мережа знаходиться далеко від
населеного пункту, то вона не є надійною, а підключення до централізованої
мережі буде дорогим, таким чином використання гібридної системи
електропостачання є економічно привабливим рішенням проблеми якісного
електропостачання.
Відновлювана енергія має дві основні переваги: багато технологій не
мають витрат на паливо і, як правило є екологічно чистими. З іншого боку,
багато ВДЕ є нестабільними і можуть бути зовсім недоступними протягом
певного часу.
У наступних трьох підрозділах представлено огляд двох потенційних
ВДЕ, які можуть використовуватись для гібридної системи
електропостачання.

12
1.1. Порівняння джерел вітрової та сонячної енергії

Кількість вітрових та сонячних електростанцій швидко зростає у
всьому світі. Існує ціла низка факторів, що сприяють цьому процесу:
зростання попиту на енергію, зниження якості традиційних ресурсів, значне
скорочення капітальних витрат на вітрові турбіни та фотоелектричні панелі,
примусовий перехід до використання відновлюваних джерел енергії.
У той час, як ціни на традиційні ресурси падали, попит на ВДЕ в
останні роки збільшувався. У 2024 році інвестиції у відновлювані джерела
енергії досягли найвищих показників. На рис. 1.1 видно, що інвестування у
ВДЕ вдвічі більше, ніж у станцій, що працюють на викопному паливі.

Рис. 1.1. Світові капіталовкладення в енергію різного походження [9]

На рисунку 1.2 показано, як за останні 10 років змінювалися обсяги
інвестування в технології, що базуються на сонячній та вітровій енергії.
Очевидно, що технології із сонця та вітру домінують на ринку ВДЕ.

13

Рис. 1.2. Глобальні тенденції інвестицій у відновлювану енергетику [10]

Також спостерігається стійке зниження середніх цін на ВДЕ. Це
особливо стосується сонячних фотоелектричних (PV) технологій. За
останніми даними, в країнах, які не є членами Організацій Економічного
Співробітництва та Розвитку (ОЕСР), капітальні витрати на проекти розвитку
PV технологій стали нижчими за витратами на технології [11].
На рисунку 1.3 показані зміни середньої вартості нових проектів за
останні сім років в області вітрової та сонячної енергії в 58 країнах, що не
входять в ОЕСР. З цього графіка видно, що за останні сім років ціни на
сонячні електростанції впали більш ніж у три рази, що навіть нижче ціни на
вітряні електростанції. Причина такого швидкого падіння цін на сонячні
електростанції (СЕС) полягає в тому, що виробництво сонячної енергії
засновано на технологіях, а не на паливі. Ефективність технологій поступово
зростає, а ціни з часом знижуються. Крім того, як було видно з рисунку 1.2,
інвестиції в сонячну енергетику в порівнянні з будь-якою іншою областю
енергетики в останні роки були самими великими. З цієї причини загальна
встановлена потужність фотоелектричних панелей швидко зростає. На
рисунку 1.4 представлено стійку тенденцію подвоєння використання
сонячної та вітрової енергії.
14

Рис. 1.3. Дисконтовані капіталовкладення вітрові та PV проекти в 58
країнах, що не входять в ОЕСР [11]

Рис. 1.4. Частка електроенергії, виробленої на основі енергії
сонця та вітру [9]

Генерація на основі вітру та сонця внесла значний вклад у створення
ВДЕ Європейського Союзу (ЄС), що є дуже наглядним прикладом, який
демонструє важливість цих двох джерел. У 2023 році понад 27% запитів на
електроенергію в ЄС було забезпечено ВДЕ, і більше третини енергії ВДЕ (з
урахуванням енергії води) було вироблено з сонячної енергії та енергії вітру
(рис. 1.5). Виключаючи дані по гідроенергетиці, дві третини відпущеної
15
енергії ВДЕ були отримані з вітру і сонця (приблизно 15% від споживання
ЄС).

Рис. 1.5. Графік виробництва електроенергії ВДЕ в ЄС
у 2014–2024 рр. [12]

Однак ЄС не збирається зупинятися на досягнутих результатах. До
2027 року ЄС передбачає отримання 20 % на покриття потреби споживачів за
допомогою ВДЕ. Для досягнення цієї мети всі країни ЄС розвивають
енергетичну інфраструктуру відповідно до так званих національних планів
дій у сфері відновлюваної енергетики. Національні плани дій відбуваються
через зміни факторів у області енергетики, політики, укріплення
енергетичного комплексу та механізму співпраці [12].
Протягом багатьох років вітрова та сонячна енергія недооцінювалися.
Довгострокові прогнози Міжнародного енергетичного агентства з сонячної
та вітрової промисловості за останні роки були збільшені в 14 і в 5 разів
відповідно. Кожен раз, коли встановлені в світі потужності на основі сонця і
16
вітру подвоюються, а вартість при цьому зменшується на 24% і 19%,
відповідно [9], і навіть найбільш невтішні прогнози для цих технологій
мають позитивний характер.

1.1.1. Енергія вітру

Принцип роботи всіх вітряних турбін такий же, як у вітряних
мельницях: кінетична енергія потоку вітру перетворюється в механічну
енергію обертання, яка перетворюється в електричну за допомогою
генератора. Існують два основних типу турбін: вертикальні та горизонтальні
вітрові турбіни, які позначені відповідно VAWT і HAWT.
Вісь обертання VAWT розташована вертикально відносно землі. Ця
турбіна здатна добре працювати при рандомних потоках вітру, оскільки вона
працює від вітру, потік якого рухається з усіх сторін, а для деяких моделей
навіть від вітру, який має напрямок потоку зверху вниз. Ось чому ці турбіни
використовуються в місцях з непостійним направленням вітру або коли
турбіни HAWT не можуть бути встановлені на необхідній висоті через
соціальні причини.
HAWT є переважним типом турбін у світовій вітроенергетиці. Ці
турбіни розташовані на висоті декількох десятків метрів, де потік вітру
сильніший і стабільніший. HAWT здатний виробляти більше електричної
енергії із заданої кількості вітру, тому цей варіант турбіни широко
поширений у вітроенергетиці.
Вітрові потужності внесли величезний вклад у виробництво
електроенергії в Європі. Найбільш інтенсивне використання вітру в Данії. У
2015 році енергія вітру покривала 23 % споживання електроенергії на заході
та 55% на сході країни. Загальне виробництво електроенергії в Данії від
вітрових турбін складає 42% [13]. На рисунку 1.6 нижче показано, як
змінювалася вітрогенерація протягом 2014-2024 рр.

17

Рис. 1.6. Частка електроенергії, яка вироблена вітром в Данії [13]

У таких країнах, як Іспанія, Португалія, Ірландія та Литва – це джерело
енергії складає понад 15% загального виробництва електроенергії. Гігантом-
виробником енергії вітру в Європі є Німеччина. У 2022 році енергія вітру тут
дозволила покрити близько 14 % всього споживання [14]. У таблиці 1.1
показані встановлені в світі потужності вітроелектростанцій, а також нові
потужності, додані в 2023 році 10 країнами-лідерами вітроенергетики.
Значно меншу частку мають Сполучені Штати – тут вітрова енергетика
складає лише 4,5% від генерації [14]. Тем не менш, Сполучені Штати є
другою країною у світі за встановленою потужністю вітру – 74 ГВт на кінець
2023 року. Хоча вітер забезпечує всього 3,2% споживаної в Китаї
електроенергії [14], ця країна має третю світову встановлену
вітроенергетичну потужність (145,4 ГВт на кінець 2022 року). Звертаємо
увагу на даний факт, що в галузі вітроенергетики Китай займає перше місце в
світі.

18
Таблиця 1.1.
Топ 10 країн за встановленою вітряною потужністю [10]
Загальний на Додані у Загальний на
Країна кінець 2022 2023 році кінець 2023 року
ГВт
Китай 114.6 30.8 145.4
Германія 65.4 8.6 74
Японія 39.2 6 45
США 22.5 2.6 25.1
Італія 23 0 23
Великобританія 12.6 1 13.6
Франція 9.7 1.5 11.2
Іспанія 9.3 1.1 10.4
Індія 8.7 0.3 9
Австрія 6 2.8 8.7
Світ 370 63 433

1.1.2. Фотоелектрична сонячна енергія

Нещодавно сонячні панелі ще асоціювалися з космічними кораблями,
супутниковими станціями та місяцеходами. Однак сьогодні можна знайти
пристрій, що генерує електричну енергію від сонячного світла, навіть на
калькуляторах.
Більше того, у країнах з високою сонячною радіацією (наприклад, такі
як Італія, Іспанія, Португалія, Південні штати тощо.) сонячні установки
дозволяють заощаджувати кошти на передачі електроенергії та тепла.
Встановлення СЕС було ініційовано як населенням, так і урядом цих країн.
19
Перетворення сонячного світла на електричну енергію панеллю PV
відбувається завдяки фотоелектричному ефекту: додаткова енергія фотонів
збуджує електрони в панелі, упорядкований рух яких називається
електричним струмом.
З одного боку, як видно з рисунку 1.4, частка сонячної енергії в
загальний обсяг виробництва електроенергії, як і раніше невеликий, але з
іншої сторони, вона вже помітна і росте дуже швидко (див. рис. 1.7).
Встановлені потужності сонячної енергетики та нові потужності, додані у
2020 році 10 найбільшими країнами, представлено у таблиці 1.2.

Таблиця 1.2
Топ 10 країн за встановленою потужністю PV [10]
Загальний на Додані у Загальний на
Країна кінець 2022 2023 році кінець 2023 року
ГВт
Китай 28.3 15.2 43.5
Германія 38.2 1.5 39.7
Японія 23.4 11 34.4
США 18.3 7.3 25.6
Італія 18.6 0.3 18.9
Великобританія 5.4 3.7 9.1
Франція 5.6 0.9 6.6
Іспанія 5.4 0.1 5.4
Індія 3.2 2 5.2
Австрія 4.1 0.9 5.1
Світ 177 50 227
Примітки: У таблиці представлені всі країни з діючою комерційною сонячною
установкою на кінець 2015 року. У кількох країнах із комерційними сонячними
установками також є випробувальні або демонстраційні установки, які не були включені
до таблиці. Це: Італія та Оман (по 7 МВт), Ізраїль (6 МВт), Китай та Туреччина (по 5
МВт), Франція (1,6 МВт), Німеччина (1,5 МВт) та Канада (1,1 МВт).
20

Рис. 1.7. Зміни у вартості PV панелей та встановлених PV потужностях за
останні 40 років [9]

Ця технологія має тенденцію до зниження ціни. За останні 40 років
ціна PV панелей впала у 150 разів. PV проекти як ніколи стали привабливими
для інвесторів. Тому найбільша частка інвестицій у ВДЕ припадає сонячну
енергію.

1.2. Оцінка потенціалу відновлювальних джерел енергії
досліджуваного населеного пункту

Україна не відстає від світу у сфері впровадження ВДЕ. Це
відображено у положеннях Енергетичної стратегії України на період до 2050
року, згідно з якими стратегічними цілями в галузі використання ВДЕ та
місцевих видів палива є:
− зниження рівня антропогенного впливу на довкілля та протидія
кліматичним змінам при зростаючому енергоспоживанні;
− зниження поточних темпів витрати наявних копалин джерел енергії та
раціональне їх використання;
21
− уповільнення темпів забруднення довкілля під час використання
копалин з метою збереження здоров'я та якості життя населення
України, а також загальне зниження державних витрат на охорону
здоров'я;
− зниження витрат на передачу та розподіл ЕЕ та палива, а також супутніх
втрат, що виникають;
− залучення нових обсягів паливно-енергетичних ресурсів до паливно-
енергетичного балансу;
− підвищення енергетичної безпеки та надійності електропостачання
шляхом збільшення децентралізованих районів.
Згідно з останніми оцінками, відновлюваний потенціал території
України обчислюється принаймні 4,5 мільярдами тон вугільного еквівалента
на рік, що перевищує потреби країни вчетверо. Основними складовими
відновлюваними джерелами в Україні переважно є енергії сонця та вітру.
Економічний потенціал ВДЕ залежить від низки факторів, таких як ціна,
якість та доступність традиційних джерел, поточні економічні умови та
регіональні характеристики. Усе це змінюється з часом, таким чином
запровадження ВДЕ у системи електропостачання підлягає попередній оцінці
[15].
Виходячи із вищевикладеного, першим кроком необхідно провести
оцінку відновлюваного потенціалу Черкаської області. Але перед цим слід
представити досліджуваний об'єкт – село Чехівка, що входить до Іркліївської
територіальної громади.
Село Чехівка має вигідне розташування на березі Кременчуцького
водосховища. Карта відповідного узбережжя представлена на рисунку 1.8. За
30 км від села знаходиться районний центр – місто Золотоноша.
У населеному пункті є пошта, фельдшерсько-акушерський пункт,
магазини та стільникові ретранслятори мобільних операторів, а населення
становить 524 мешканців.
22
Цей населений пункт має як вітровий так і сонячний потенціали, тому
що знаходиться на березі Кременчуцького водосховища.

Рис. 1.8. Карта території досліджуваного об'єкта

1.2.1. Вітровий потенціал району

За даними архіву погоди [16] зробимо оцінку вітрового потенціалу села
Чехівка з необхідними поправками за середньою швидкістю вітру.
Відомо, що швидкість вітру в міру віддалення від поверхні, що
підстилає, зростає і повітряний потік стає більш стійким. Приблизно
швидкість вітру на висоті h може бути оцінена за формулою [17]

α
 
V h
h =Vф   , (1.1)
 hф 

де Vh – швидкість вітру на висоті h;
23
Vф – швидкість вітру на висоті флюгера (стандартне значення 10 м);
hф – висота флюгера;
α – коефіцієнт, що залежить від середньої швидкості вітру на висоті
флюгера.
Для отримання достовірних даних про середні швидкості вітру
території необхідно використовувати значні обсяги вимірювань протягом
досить тривалого часу. Однак через відсутність даних за попередні роки, для
аналізу швидкості вітру в Чехівці було використано статистичний масив
даних 2022-2023 рр. [16].
Середня швидкість вітру визначається як середньоарифметичне
значення, одержане в результаті вимірювань швидкості через рівні проміжки
часу протягом заданого періоду часу [18]

V 1 п
ср = ∑Vі , (1.2)
п і=1

Приведемо розрахунок значення середньої швидкості вітру у березні.

1 п
Vс′р = ∑V 1
і = (2 + 3+ ...+ 6 + 7) = 2,32 м/с.
п і=1 31

Згідно [17], для Vф ≤ 3 м/с застосовують коефіцієнт α = 0,2 . Середня
швидкість вітру на висоті 20 м у лютому 2023 року:

α

V h  0,2
h =Vф   = 2,32 20 
h  10 
= 2,66 м/с.
 ф   

У таблиці 1.3 представлені результати розрахунків середньої швидкості
вітру інших місяців.
24
Таблиця 1.3
Результати розрахунку середньої швидкості вітру для кожного місяця в
період з лютого 2022 по січень 2023 року
Місяць V V , м/с V h=20 , м/с
Січень 2.32 2.66
Лютий 2.83 3.25
Березень 2.94 3.38
Квітень 2.70 3.10
Травень 2.00 2.30
Червень 2.06 2.37
Липень 2.53 2.91
Серпень 2.65 3.04
Вересень 2.53 2.91
Жовтень 1.81 2.08
Листопад 1.74 2.00
Грудень 1.71 1.96
Разом 2.66

Таким чином, середнє значення швидкості вітру на висоті 20 метрів з
урахуванням коригуючого коефіцієнта складає

V 2,66 + 3,25+ ...+1,96
ср = = 2,66 м/с.
12

У найбільш поширених посібниках та рекомендаціях щодо
застосування вітроустановок малої та середньої потужності, середньорічна
25
швидкість вітру має бути не менше 4 м/с [19], тому їх застосування в
населеному пункті Чехівка недоцільно.

1.2.2. Сонячний потенціал району

Сонячна радіація є невичерпним, потужним та екологічно чистим
джерелом енергії. Сонячна радіація, як джерело енергії використовується на
більшій частині території України для господарських потреб та є
необмеженим кліматичним ресурсом. На рисунку 1.9 представлено розподіл
сонячної інсоляції на території України. Дані про сонячну інсоляцію в
регіонах дозволяють оцінити продуктивність сонячного колектора та
сонячних АКБ.

Рис. 1.9. Карта сонячної інсоляції України [21]

26
Для кожного міста України інсоляція різна і залежить від регіону та
пори року. На карті позначено кількість сонячної енергії, яка сумарно падає
за рік на горизонтальну поверхню площею 1 кв.м. Поверхня має нахил у бік
екватора під кутом, який дорівнює географічній широті місця вимірювання.
Цифра в кожній області на карті вказує на показник виміряної інсоляції у
відповідному обласному центрі.
Черкаська область знаходиться у зоні зі сприятливими факторами для
використання сонячної енергії. Зробимо розрахунок сонячної інсоляції на
прикладі весни. При обчисленні сонячної радіації, що надходить на будь яку
нахилену площину, беруть до уваги три складові радіаційного балансу [22]:

Qнах = Sнах + Dнах + Rнах , (2.3)

де Qнах – сумарна сонячна радіація, що падає на нахилену поверхню,
Вт/м2;
Sнах – пряме сонячне випромінювання, що падає на нахилену
поверхню, Вт/м2;
Rнах – випромінювання, відбите від Землі, Вт/м2.
Потім визначається висота Сонця та кут падіння сонячного
випромінювання на поверхню при різних кутах нахилу цієї поверхні до
горизонту за формулою [22]:

cosθ = sinδ ⋅sinϕ ⋅cos s − sinδ ⋅cosϕ ⋅sin s ⋅cosγ + cosδ ⋅cosϕ ⋅cos s ⋅cosω +
(2.4)
+cosδ ⋅sinϕ ⋅sin s ⋅cosγ ⋅cosω + cosδ ⋅ sin s ⋅ sinγ ⋅ sinω

де ϕ – географічна широта місцевості, рад;
δ – нахил Сонця, рад;
s – кут нахилу поверхні до горизонту, рад.
Величиниδ та ω показано на рисунку 1.10.
27

Рис. 1.10. Нахил Сонця δ та часовий кут ω

Знайдемо густину потоку сумарної сонячної радіації, що падає на
нахилену поверхню у ясну погоду за різних кутів нахилу площі до
горизонту[22]:

Qнах (ϕ,ω,γ ,s, N ) = Sнах (ϕ,ω,γ ,s, N ) + Dнах (ϕ,ω,γ ,s, N ), (2.5)

Сонячна інсоляція ясного весняного дня представлена на рис. 1.11.
Середня місячна хмарність була розрахована на основі статистичних даних
[23].

28

Рис. 1.11. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилена під різними кутами у весняний ясний день

Далі необхідно визначити оптимальний кут нахилу поверхні до
горизонту за умови максимального надходження сонячної радіації в ясну
погоду. Використовуючи наведену формулу (2.6) можна знайти об'єм
сонячної інсоляції для кожного кута нахилу панелей [22]
Отримані значення представлено у таблиці 1.4, з якої видно, що
максимальна кількість сонячної радіації, яка надходить на поверхню, яка
нахилена до горизонту під кутом π/6.

ωі
Q (ω,s ) 24
∫ нах і ⋅ dω. (2.6)
−ω 2π
і

29
Таблиця 1.4
Сонячна інсоляція, яка надходить на поверхню, що нахилена під
різними кутами s у ясний весняний день
s, rad π/12 π/6 π/4 π/3 5π/12
s, O 15 30 45 60 75
Qнах, кВтч/м2 7,85 8,02 7,68 6,88 5,66

Надходження сумарної сонячної радіації на поверхню, яка нахилена
відносно горизонту під оптимальним кутом у хмарну погоду з проясненнями
за формулою [22]:

Qнах (ϕ,ω,γ ,s, N ) = Sнах (ϕ,ω,γ ,s, N ) + Dнах (ϕ,ω,γ ,s, N )(1− (a + bn)n), (2.7)

де n – кількість хмар у долях одиниці (n = 0 при безхмарному небі, n =1
при захмареному небі),
b – коефіцієнт, який є постійним і дорівнює 0,38 [22];
a – коефіцієнт, що залежить від середовища (суходіл або море) та від
широти місцевості.
Значення сумарної сонячної радіації, що надходить на поверхню для
характерних літніх, осінніх та зимових днів визначається аналогічно. На
рисунках 12-18 представлені графіки надходження сумарної сонячної радіації
на поверхню, яка нахилена під різними кутами у ясний день та у хмарний
день з проясненнями, для весняного, літнього, осіннього та зимового днів
відповідно.
30

Рис. 1.12. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилена кутом π/6 до горизонту у весняний хмарний день із
проясненнями

Рис. 1.13. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилену під різними кутами в ясний літній день

31

Рис. 1.14. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилена під кутом π/12 до горизонту літній хмарний день із
проясненнями

Рис. 1.15. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилену під різними кутами в ясний осінній день

32

Рис. 1.16. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилена під кутом π/3 до горизонту в осінній хмарний день із
проясненнями

Рис. 1.17. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилену під різними кутами в ясний зимовий день

33

Рис. 1.18. Графік надходження сумарної сонячної радіації на поверхню,
яка нахилена під кутом 5π/12 до горизонту в зимовий хмарний день із
проясненнями

Порівнюючи сонячну інсоляцію різних сезонів можна побачити, що
оптимальний кут нахилу PV панелей для різних сезонів різний. Оптимальний
кут відіграє ключову роль у загальному виробництві електричної енергії PV
установкою. Для точності у виборі кількості обладнання бажано оцінити
сонячну інсоляцію для кожного місяця так само, як це було зроблено вище
для всіх сезонів. Результати розрахунків представлено у таблиці 1.5 та будуть
використані при виборі обладнання для сонячної електростанції.

1.3. Сонячна електростанція

Сонячна електростанція (СЕС) – це електростанція, у якій електрична
енергія генерується шляхом прямого перетворення із сонячної радіації.
Для забезпечення надійності електропостачання такої установки, крім
PV модулів, також використовуються додаткові компоненти, які залежать від
типу та призначення СЕС. Параметри цих компонентів, а також вартість
СЕС, залежать від множини факторів, таких як: добовий графік
34
навантаження та добове споживання, характер роботи СЕС (сезонний або
річний), середньомісячна сонячна радіація, а також кількості послідовності та
черговості хмарних днів при встановлені фотоелектричних установок та
системи стеження за Сонцем та інших чинників.
Оскільки PV панелі генерують електроенергію тільки в денний час,
їхню встановлену потужність слід обирати в залежності від кількості енергії,
яку потрібно запасти для споживання в годинах відсутності генерації. Це
призводить до помітного збільшення встановленої PV потужності та ємності
АКБ.

1.3.1 Схеми побудови СЕС

Існує два основних типи СЕС:
• автономна система;
• система, яка працює паралельно із мережею.
Крім PV панелей, автономна СЕС, як правило має акумуляторні батареї
та контролери заряду. У системах живлення на змінному струмі та напрузі
220/380 СЕС також включає інвертор, який використовується для
перетворення постійного струму в змінний. Типова схема автономної СЕС
представлена на рис. 1.19.
Суттєвим недоліком автономної СЕС є втрата надлишкової енергії у
режимі низького навантаження. Як правило, коли батареї повністю
заряджені, контролер вимикає PV панелі. Надлишок енергії може
використовуватися на баластному навантаженні, такому як, наприклад,
нагрівач води або повітря, але це не вирішує проблему повністю.
Основним недоліком автономної СЕС є потреба в акумуляторах, які
повинні працювати у режимі циклічної роботи. Кількість робочих циклів
широко поширених свинцево-кислотних акумуляторів відносно невелика і
призводить до досить частої заміни цього компонента.
35
Купівля комерційних АКБ із великим терміном служби (тобто нікель-
кадмієвих, літій-іонних, літій-залізо фосфатних АКБ) для СЕС досить дорого.
Крім того, батареї мають втрати енергії близько 10%, які спричинені
процесом зарядки-розрядки і в міру зношування АКБ ці втрати тільки
зростають [19].

Рис. 1.19. Блок-схема автономної СЕС

Використання СЕС паралельно з мережею, дозволяє уникнути
багатьох, якщо не всіх недоліків автономних систем. Фактично, електрична
мережа являє собою велику батарею зі 100% коефіцієнтом ефективності, яка
може поглинати всю надлишкову енергію, яка вироблена панелями. Блок-
схема СЕС з мережею представлена на рис. 1.20.
У свою чергу, СЕС яка працює паралельно із мережею поділяються на
два типи: з АКБ та без них. Найбільш поширені практичні фотоелектричні
системи без АКБ. СЕС без акумуляторних АКБ мають високу надійність і
дуже низький рівень обслуговування. Така система має інвертори, які
використовують зовнішню мережу як опорну напругу, а це означає, що
інвертори включаються завдяки напрузі мережі та синхронізують СЕС з
мережею.
36

Рис. 1.20. Блок-схема СЕС мережею

У разі вимкнення зовнішньої мережі відбудеться локальне вимкнення
та подача електроенергії споживачам призупиниться. Це тому, що мережні
інвертори створюють напругу, ідентичну мережі, і без зовнішньої мережі
підтримуватися вона може. У цьому полягає головний недолік такої системи.
Проте це необхідно з міркувань безпеки: коли лінія електропостачання
відключена на ремонт або обслуговування, мережевий інвертор запобігає
подачі струму в лінію.
Існують додаткові обмеження для локальних систем, які приєднані до
мережі дизель-генераторів [19]:
− дизельні генератори не можуть бути відключені;
− генератори мають покривати 40% електроенергії.
Коли мережа не надійна, застосовується СЕС із АКБ. Порівняно з
попередньою, ця система складніша але вона здатна забезпечити
безперебійне живлення.
Щоб забезпечити максимальну ефективність СЕС із акумуляторами,
яка працює паралельно з мережею, необхідно використовувати автономний
інвертор. Існує три варіанти побудови такої системи [24]:
1. PV панелі заряджають батареї через контролер заряду, а потім
енергія проходить через інвертор прямо на навантаження або мережу;
37
2. Енергія від PV панелей переходить у мережевий PV інвертор, який
живить навантаження і заряджає батареї надлишковою енергією (або, якщо
батареї повністю заряджені, енергія надходить у мережу);
3. Гібридна система, яка включає компоненти обох варіантів згаданих у
п. 1 та п.2.
Найпростіший і найзастосованіший варіант – перший. Його схема
представлена на рис. 1.21. Батареї заряджаються PV панелями через
контролер заряду постійного струму.

Рис. 1.21. Схема PV системи із підключенням до мережі з контролером
заряду постійного струму [19]

Коли використовується стандартне джерело безперебійного живлення
(ДБЖ), батареї заряджаються від зовнішньої мережі, а сонячні панелі майже
не використовуються. Для максимізації використання сонячних АКБ
застосовуються пошук точки максимальної потужності (MPPT) та
спеціальний інвертор із контролем напруги АКБ. У цьому випадку, навіть
якщо батареї повністю заряджені, сонячна енергія переходить на
навантаження, і це призводить до скорочення відбору потужності з мережі.
Коли навантаження споживає менше енергії, ніж фактично генерується PV
38
панелями, інвертор надсилає надлишкову енергію в мережу або для
зарядження АКБ [24].
Така система має переваги: сонячна енергія використовується навіть у
разі збоїв у мережі; також можна зарядити джерело живлення під час
тривалого вимкнення мережі та глибокого розрядження АКБ, оскільки панелі
PV можуть заряджати їх.
До недоліків відносяться: подвійне перетворення сонячної ЕЕ, що
призводить до додаткових втрат в інверторі, контролері та акумуляторах;
Циклічний режим роботи призводить до швидкого зношування АКБ.
Схема PV системи електропостачання з мережею і мережевим PV
інвертором представлена на рис. 1.22. Ця система має такі переваги: мережеві
та автономні інвертори можуть застосовуватися навіть із мінімальним
набором опцій, а представляються вони на ринку ВДЕ у різних варіантах та
різних виробників; батареї завжди повністю заряджені та використовуються
у буферному режимі лише у випадку збою мережі.

Рис. 1.22. Схема PV системи енергопостачання з мережевим інвертором
[19]
39
Таку систему рекомендується використовувати у системах
електропостачання, де ЕЕ споживається переважно під час денного світла, а
відключення електромережі є не частими та короткими. Ця система має лише
один недолік: виробництво сонячної енергії припиняється, коли відбуваються
збої мережі.
Потужність ДБЖ не залежить від потужності PV панелей і охоплює
лише найважливіших споживачів. Для відновлення після глибокого
розрядження АКБ ця система може мати кілька сонячних батарей,
підключених до АКБ через контролер заряду (показано пунктирною лінією
на рис. 1.22). Але якщо перерви у живленні від мережі короткі, то потреби в
таких заходах немає.
Найбільш універсальною системою є СЕС з мережевим інвертором на
виході ДБЖ (рис. 1.23). Як і в попередній системі тут застосовується
високоефективний інвертор. Різниця в тому, що живлення як навантаження,
так і акумуляторів не може бути перервано через збої в мережі.
У нормальному режимі мережевий інвертор живить найважливіших
споживачів. Якщо споживання енергії навантаженням менше, ніж генерація
PV панелями, надлишкова енергія заряджає акумулятори. В іншому випадку
навантаження та батареї споживають енергію з мережі. Після повного
зарядження АКБ надлишок енергії йде на навантаження та/або в мережу.
Якщо збій мережі відбувається, ДБЖ переключається на живлення від
АКБ. В цьому випадку енергія Сонця використовується безперервно,
оскільки джерелом опорної напруги для інвертора мережевого стають АКБ.

40

Рис. 1.23. Схема PV системи з мережевим інвертором, який підключеним
до виходу ДБЖ [19]

Ця система має такі переваги: ефективне використання АКБ та
відновлюваної енергії Сонця; є можливість відновити живлення після
глибокого розряду АКБ завдяки кільком PV панелям, підключеним до
акумуляторів через контролер заряду (як показано пунктирною лінією на рис.
1.23).
Недоліки цієї системи включають необхідність спеціальних гібридних
автономних інверторів, які здатні заряджати АКБ зі сторони виходу та
передавати надлишок енергії у мережу.
Основною частиною СЕС є PV панель. Вона також відома як сонячна
панель/модуль і в основному складається з фотоелементів із послідовним та
паралельним зв'язком. На ринку ВДЕ є різні типи сонячних модулів. Різниця
потенціалів, що розвивається сонячним елементом, становить близько 0,5
вольт, тому необхідно підібрати кількість таких ланок, в результаті яких при
підключені послідовно можна отримати 14…18 В для зарядження
41
стандартної батареї в 12 В. Сонячні панелі з'єднюються разом для створення
сонячного масиву. Панелі з'єднуються як паралельно, так і послідовно для
досягнення більш високого струму і більш високої напруги. Типова
конструкція сонячних панелей показана на рис. 1.24.

Рис. 1.24. Типова конструкція PV панелі [25]

Крім сонячних панелей, СЕС має три основні елементи: батареї,
контролер та інвертор. У мережевий СЕС PV панелі не можуть бути
безпосередньо підключені до навантаження, а також до АКБ. Ось чому СЕС
також потребує інвертора та контролера як центрів трансформації та
розподілу енергії.
Виробництво електроенергії PV панелями значно змінюється з часом і
залежить від інтенсивності сонячного світла. Тому сонячні модулі не
підключаються безпосередньо до навантаження, ні до АКБ. Зазвичай вони
живлять інвертор, який потім синхронізує вихід із зовнішньою мережею.
Інвертор задає необхідний рівень напруги та частоту вихідної потужності PV
системи. У міру того, як ми отримуємо енергію як від сонячних панелей, так і
42
від мережі, рівень напруги та якість потужності залишаються незмінними.
Оскільки потужність сонячної системи може значно відрізнятися, СЕС
автономних систем має запас енергії. Батареї, підключені паралельно до PV
системи виконують цю функцію. Батареї дозволяють вирішити проблему
зміни генерації та неналежної якості енергії, що створюється сонячними
панелями. Зазвичай з цією метою застосовуються свинцево-кислотні батареї
глибокого розряду. Ці батареї мають порівняно велику кількість циклів
заряду-розряду, які відіграють дуже важливу роль з огляду на частоту заміни
цих елементів з часом. Батареї, доступні на ринку ВДЕ, в основному
виготовляються на 6 або 12 В. Щоб зменшити зарядні струми, батареї слід
підключати послідовно. Щоб збільшити ємність банку АКБ, слід підключити
їх паралельно.
Не бажано перевищувати допустимий рівень заряду свинцево-
кислотних АКБ. На них впливають надмірний заряд, так і занадто глибокий
розряд. Щоб уникнути таких ситуацій, до системи повинен підключатися
контролер для підтримки перетікання в банк АКБ і назад.

Рис. 1.25. Батареї глибокого розряду компанії FIAMM [26]

43
У той час як ЕЕ, що виробляється сонячною панеллю є постійною, а ЕЕ
яку ми отримуємо з мережі є змінною. Таким чином, для запуску основного
обладнання від мережі, а також сонячної системи, потрібна установка
інвертора для перетворення постійного струму сонячної системи на змінний
струм тієї ж напруги, що і мережа. В автономних системах інвертор
підключається до батареї безпосередньо, так що постійний струм, що
надходить від АКБ, спочатку перетворюється на змінний струм, а потім
переходить у навантаження. У мережній PV системі панелі безпосередньо
підключаються до інвертора, а потім інвертор подає до мережі енергію тих
самих параметрів, що й енергія в мережі.

1.3.2. Методи підвищення ефективності

Оскільки ефективність сонячних панелей, як і раніше відносно низька,
інженери постійно шукають шляхи її збільшення. Хоча деякі чинники (такі
як хмарність, висота Сонця) не піддаються впливу є кілька способів на
ефективність використання PV технології. Йдеться не про вдосконалення PV
технології як такої, але про умови надходження на PV панелі сонячного
світла.
Перший метод пов'язаний із кутом падіння сонячних променів на
панель. Кількість сонячного світла, що падає на поверхню панелі при гострих
(або тупих) кутах, набагато менша ніж під прямим кутом. Так, наведена
таблиця 1.5 показує втрати енергії фіксованою PV панеллю залежно від
азимутального кута. Розрахунки виконані для міста Черкаси [27].

44
Таблиця 1.5
Втрати енергії PV панелі, що виникають у зв'язку з рухом Сонця [27]
Азімутальний кут
Сонця, ̊ >50 45– 40– 35– 30– 25– 20– 15– 10–
50 45 40 35 30 25 20 15 5–10 0–5
Річні втрати
енергії, % від
потенційно 44.44 2,14 1,31 0,92 0,69 0,53 0,38 0,26 0,14 0,05 0,01
доступною
Примітка: відбита та розсіяна сонячна радіація не врахована

З таблиці 1.5 видно, що неперпендикулярність сонячних променів щодо
поверхні сонячної панелі призводить до великих втрат. Цих втрат можна
уникнути, якщо панель підтримувати під прямим кутом до Сонця. Такий
інструмент, який відстежує положення Сонця протягом дня називається
сонячною системою стеження або сонячним трекером [28]. Враховуючи вісь
обертання, розрізняють два типи сонячних трекерів – одновісний трекер
(SAT) та двовісний трекер (DAT).
Зазвичай вісь обертання SAT переміщується вздовж північного
меридіана (з півночі на південь), але може бути орієнтована у будь-якому
напрямку. Коли вісь обертання SAT горизонтальна, вона називається
одновісний горизонтальним трекером (HSAT). Така система має досить
просту геометрію і, якщо кількість трекерів більша за одну, необхідно, щоб
осі обертання були паралельні один одному. Існує модифікація HSAT, яка
може бути розміщена на стіні великих будівель, яка називається настінним
одноосним горизонтальним трекером (WHSAT).
Вертикальний одновісний трекер (VSAT) має вертикальну вісь
обертання, що обертається зі сходу на захід. У високих широтах він є
найефективніший, ніж система HSAT. Зазвичай робоча поверхня VSAT має
фіксовану вісь нахилу осі обертання. Трекери з віссю обертання між
горизонтальними та вертикальними вважаються нахиленими одноосьовими
трекерами (TSAT).
Останній тип SAT – полярно орієнтований одновісний трекер (PASAT).
Ця система орієнтується щодо полярної зірки. Нахил цього трекера дорівнює
45
широті області, де встановлюється сонячна система. Цей трекер вирівнює
вісь обертання з віссю обертання Землі.
Система DAT має осі обертання, які зазвичай є незалежними, але
працюють разом. Системи DAT поділяються на два типи: одноопорний
двонаправлений трекер (TTDAT) та двовісний трекер з азимутальною
висотою (AADAT). TTDAT – довга вежа з робочою поверхнею нагорі. Його
основна вісь горизонтальна. Поле TTDAT – дуже гнучка система стеження
через просту геометрію, але для того, щоб уникнути затінення коли Сонце
низько в небі, поля TTDAT мають низьку густину установки. Основна вісь
AADAT є вертикальною. Він дуже схожий на TTDAT, але має інший спосіб
обертання робочої поверхні. Замість повороту навколо вершини стовпа
система AADAT використовує велике кільце з роликами або підшипником і
розміщується на землі або на платформі. Така конструкція має гарний
розподіл ваги трекера, але густина установки навіть менша ніж для TTDAT.
Іншим методом покращення умов надходження сонячного світла на PV
панель є фокусування (концентрація) сонячної радіації. Існує два основних
способи направити більше сонячного світла на панель: за допомогою
відбивачів і за допомогою фокусуючих лінз [28].
Найбільш поширеним прикладом концентраційних лінз є лінза
Френеля, названа на честь французького вченого. Вона має кілька секцій з
різними кутами та легше за звичайні лінзи. Існують дві можливі конструкції:
у формі кола для забезпечення точкового фокусу або циліндричної форми
для забезпечення фокусування лінії.
Перший тип відображає технології - параболічні дзеркала. У
параболічних дзеркалах світло, що надходить, відображається першим
дзеркалом (колектором) на друге дзеркало, яке також має параболічну форму
і відображає світлові пучки до центру колектора на сонячний елемент.
Можна використовувати плоскі відбивачі поряд із фотоелементом.
Нахил дзеркал залежить від кута нахилу, широти та дизайну панелі, але в
основному фіксується. Для цієї технології охолодження не потрібне.
46
Останній тип відбивачів – люмінесцентний концентратор. Тут світло
спочатку заломлюється в люмінесцентній плівці, а потім прямує на PV
панель. Це дуже перспективна технологія, крім того, люмінесцентні
концентратори також працюють із розсіяним світлом і, отже, не потребують
сонячної системи стеження. Більш того, плівка може бути спроектована
таким чином, що хвилі, які не можуть бути перетворені за допомогою PV
панелі, просто не пройдуть через плівку, що призводить до видалення
небажаних хвиль. Охолодження для такої технології також не потрібне.

47
РОЗДІЛ 2
ОЦІНКА ПАРАМЕТРІВ СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ

У цьому розділі розглядаються два варіанти СЕС. Перший варіант – це
установка фотоелектричних панелей під оптимальним кутом для
відповідного сезону. Другий варіант передбачає застосування системи
регулювання положення сонця. Така система дозволить максимізувати обсяг
електричної енергії, яка виробляється PV панелями, що дозволить
використовувати меншу встановлену потужність станції, і відповідно,
знизити необхідну площу відведення землі під СЕС.

2.1. Розрахунок необхідної кількості фотоелектричних панелей

Для того щоб розрахувати необхідну кількість фотоелектричних
панелей, були використані дані про сонячне випромінюванню в селі Чехівка
(розглянуті в попередніх розділах) і дані помісячного споживання
електроенергії в 2022-2023 році (представлені Золотоніською філією ПАТ
«Черкасиобленерго»). Ці відомості представлені в таблицях 2.1–2.2 і на рис.
2.1–2.2. Найбільш сприятливим місяцем для використання фотоелектричних
панелей є липень, тому що інсоляція у цьому місяці була найбільшою. В інші
місяці слід комбінувати централізоване електропостачання зі СЕС.

Таблиця 2.1
Сонячна інсоляція у селі Чехівка Qc, по місяцях
Сонячна Березень Квітень Травень Червень Липень Серпень Вересень
інсоляція
Qc, кВт∙год/м2 155 176 204 212 239 209 162
Кут нахилу
панелей π/3 π/6 π/12 π/12 π/12 π/6 π/4

48

Рис. 2.1. Сонячна активність у с. Чехівка

Таблиця 2.2
Електроспоживання WС села Чехівка з березня
по вересень 2023 року [29]
W , Березень Квітень Травень Червень Липень Серпень Вересень
С
кВт*год 81740 76520 77720 55100 49400 47790 60270

Рис. 2.2. Електроспоживання WС села Чехівка [29]

49
У подальших розрахунках буде використано сонячна панель Longi
LR5-72HPH-540 (PV-540). Розмір даних панелей підходить для сонячного
трекера, який буде використаний в роботі. Таким чином, з метою порівняння
економічної ефективності дані панелі будуть використані як у сценарії без
системи відстеження положення Сонця, так і в сценарії із застосуванням
даної системи. Параметри PV модуля представлені у таблиці 2.3.

Таблиця 2.3
Характеристики Longi LR5-72HPH-540
Вага 27,2 кг
Габаритні розміри 2265х1133х35 мм
Пікова потужність 540 Вт
Тип панелі Монокристалічна
η 21,1 %
Робоча температура -20℃…65℃
Вартість 7100 грн

Для визначення обсягу генерованої енергії обраними панелями були
використані помісячні дані сонячної інсоляції села Чехівка, представлені в
таблиці 2.1. Сонячна інсоляція, яка може бути поглинена та корисно
використана панелями визначається за формулою [18]

QG =Qsol ⋅η ⋅ k, (2.1)

де Qsol – місячна сонячна інсоляція, що надходить на 1 м2 сонячної панелі,
кВт*год/м2;
η – ККД сонячної панелі;
k – 0,5 – коригуючий коефіцієнт, що враховує неперпендикулярність
сонячних панелей до кращої поверхні панелі [18].
Використовуючи вищенаведену формулу, здійснимо розрахунок
виробництва електроенергії модулем LR5-72HPH-540 у липні 2023 року:
50
QG. july =Qsol. july ⋅η ⋅ k = 239 ⋅0,211⋅0,5 = 25,21 кВт*год/м2

Місячний відпуск електроенергії від LR5-72HPH-540

WG =QG ⋅ S , (2.2)

де S – площа PV панелі, м2.

WG. july =QG. july ⋅ S = 25,21⋅2,56 = 64,6 кВт*год.

Необхідна кількість сонячних панелей для СЕС з оптимальним кутом
може бути знайдена [18]:

W
п = С . july
PV −540 . (2.3)
WG. july

Для покриття навантаження для липня 2023 року СЕС повинна мати:

п 49400
PV −540 = = 765 шт.
64,6

Покриття навантаження панелями PV-540 може бути розраховано [18]:

WG ⋅п∆ = PV ⋅100%. (2.4)
WС

Покриття навантаження обраними панелями в липні 2023 року:

51
W ⋅п
∆ = G. july PV −540 ⋅100% 64,6 ⋅765
= ⋅100% =100,04%
WС . july 49400

Результати розрахунків для інших місяців наведено у таблиці 2.4. У цій
таблиці можна побачити яка частина електроспоживання покрита обраними
панелями протягом року.

Таблиця 2.3
Результати розрахунку виробництва електроенергії PV панелями
Споживання Виробництво Брак Δ
Місяць
МВт*год %
Січень 114,4 17,5 96,9 15,3
Лютий 96,56 26,06 70,5 27
Березень 81,74 32,01 49,73 39,2
Квітень 76,52 36,46 40,06 47,7
Травня 77,72 42,29 35,43 54,4
Червень 55,1 43,79 11,31 79,5
Липень 49,4 49,4 0 100
Серпень 47,79 43,27 4,52 90,5
Вересень 60,27 33,53 26,75 55,6
Жовтень 75,52 28,35 47,17 37,5
Листопад 85,7 22,95 62,75 26,8
Грудень 74,76 15,71 59,05 21
Річний 781,08 373,82 407,26 47,9

Кількість PV панелей вибрано з урахуванням сонячної інсоляції
потреби села Чехівка в липні 2023 року склало 756 шт., а встановлена
потужність СЕС дорівнює 408,2 кВт. Ця кількість панелей здатна покрити
потреби села в липні. В цьому випадку панелі будуть встановлені під
оптимальним кутом, тому зміна кута панелей рекомендується проводити раз
в сезон.
52
Також слід відзначити, що генерація PV панелями знижена через
неперпендикулярність сонячних променів, які падають на поверхню панелі
протягом дня. Однак у другому випадку на СЕС застосовуються сонячні
трекери, які мінімізують відхилення положення панелей щодо падаючих
променів прямого кута. Зазвичай застосування сонячних трекерів економічно
неефективне з тієї причини, що ціна їх приблизно дорівнює ціні панелей.
Встановлення на трекер PV панелей, призведе до збільшення ККД панелей,
що становитиме всього 20–30 % від базової ефективності. Таким чином,
завдяки застосуванню сонячних трекерів, загальна кількість панелей може
бути знижена до 599 шт., а встановлена потужність такої СЕС складе 315,2
кВт*год.

2.2. Розрахунок ємності накопичувачів енергії

Енергія, яка вироблена PV панелями, залежить від кількості сонячної
радіації, що надходить на їх поверхню. Основним фактором, що знижує
сонячну інсоляцію є хмарна погода. Тому розрахунок виробництва
електричної енергії сонячними панелями ґрунтується на статичних даних за
кількістю похмурих днів у 2023 році, отриманих найближчою
метеорологічною станцією (м. Золотоноша), а також на тривалості сонячного
дня [31]. Дані щодо тривалості світлового дня у селі Чехівка у липні 2023
року отримано з [32].
З [32] отримано дані про максимальна тривалість світлового дня, яка
була 1 червня. Схід і захід сонця спостерігалися о 4:05 та 21:31 відповідно.
Світловий день було заокруглено до 17,5 години і поділено на п'ять
тимчасових зон, кожна тривалістю 3,5 години. У добі також є дві часові зони,
що припадають на ніч: з 0:00 до 4:00 та з 21:30 до 24:00. Таким чином, день
був розбитий на сім часових зон, у 5 з яких під дією сонячного світла
вироблятиметься електрична енергія.
53
Кількість хмарних днів було усереднено для кожної часової зони, після
чого була розрахована кількість виробленої енергії сонячними панелями за
даними умовами. Результати розрахунків представлені у таблиці 2.4. На рис.
2.3 представлено графік зміни хмарності та виробленої енергії у денних
часових зонах у другому тижні липня 2023 року. Рис. 2.2. було побудовано на
основі [32].

Таблиця 2.4
Виробництво електроенергії PV панелями WG(t) у липні 2023 року
День Часова
зона Хмарність,% WG(t), Часова WG(t),
kWh День зона Хмарність ь,% kWh
1 2 3 4 5 6 7 8
II 20 104 II 20 98
III 15 441 III 30 396
15 IV 10 626 22 IV 30 551
V 15 441 V 20 422
VI 20 104 VI 30 92
II 50 81 II 25 94
III 50 336 III 10 444
16 IV 0 653 23 IV 5 633
V 30 401 V 0 464
VI 40 89 VI 0 107
II 0 112 II 0 106
III 0 470 III 10 443
17 IV 15 609 24 IV 20 586
V 20 427 V 20 420
VI 25 99 VI 30 90
II 20 101 II 15 98
III 30 399 III 15 431
18 IV 40 512 25 IV 20 585
V 30 399 V 25 406
VI 20 101 VI 25 92
II 25 98 II 5 101
III 20 426 III 0 460
19 IV 20 591 26 IV 0 643
V 20 426 V 0 460
VI 20 101 VI 0 103

54
Продовж. табл. 2.4
1 2 3 4 5 6 7 8
II 10 107 II 0 102
III 5 458 III 0 459
20 IV 15 436 27 IV 0 642
V 20 424 V 0 459
VI 15 102 VI 0 102
II 0 109 II 10 97
III 0 466 III 10 438
21 IV 0 648 28 IV 0 640
V 0 466 V 0 457
VI 0 109 VI 0 101
II 0 100 II 25 88
III 0 456 III 25 399
29 IV 10 612 31 IV 20 578
V 35 373 V 20 411
VI 45 75 VI 25 88
II 30 84
III 50 324
30 IV 65 377 Разом за липень 2023 49642
V 65 268
VI 50 70

Рис. 2.3. Зміна хмарності та генерації WG(t) за денними часовими
зонами на другому тижні липня 2023 року

Примітка. WG(t) – енергія, що генерується панелями, кВт*год. Чорні лінії
розбивають графік на сім днів. Пунктирні лінії відображають денні часові зони (II – 4.00–
7.30, III – 7.30–11.00, IV – 11.00–14.30, V – 14.30–18.00, VI – 18.00–21.30). Нічні часові
зони (I – 0:00 – 4:00 та VII – 21:30 – 24:00) виключені з графіка через відсутність
виробництва електрики в цей час.
55
З рис. 2.3 видно, що генерація ЕЕ сильно залежить від кількості хмар –
чим вища хмарність, тим менше буде виробництво електроенергії панелями.
Наприклад, 8 липня 2023 року хмарність сягала 100%, а пікова генерована
потужність опівдні того ж дня набагато менша ніж в інші дні. Такий спад у
виробництві електроенергії може надалі вплинути на загальну ємність
накопичувачів, які забезпечуватимуть безперебійність потреб споживачів.
Кількість хмар змінюється постійно, що призводить до зниження
вихідної потужності PV установок. Це є основним недоліком цієї технології
[28]. Як було зазначено у підрозділі 1.2.2, сонячна інсоляція на
Кременчуцькому водосховищі вище, ніж Канівському районі. Швидше за
все, це пов'язано з високими обсягами води, що випаровується, які
витісняють хмари над водосховищем, однак для роботи важлива не так
причина, як сам факт високої інсоляції, що є сприятливим фактором для
застосування сонячної енергетики в обраній місцевості.
Для аналізу поведінки хмарності та генерації було розраховано
коефіцієнти варіації (CV) даних параметрів. Так як рівні генерації
змінюються зі зміною часових зон і пов'язані безпосередньо з положенням
Сонця на небі, коефіцієнти варіації були розраховані для кожної з денних
часових зон. Результати розрахунку представлені у таблиці 2.5.

Таблиця 2.5
Середні значення хмарності С та генерації WG у липні 2023,
а також їх коефіцієнти варіації CV

56
Як видно із таблиці 2.5, середні значення варіації хмарності значні, тоді
як варіація генерації CVG складає приблизно 20%. Це пояснюється таким
чином: виробництво електроенергії PV панелями відбувається не тільки під
дією прямого сонячного світла, але й під дією відбитого та розсіяного, що у
свою чергу також роблять свій внесок у генерацію.
Аналіз результатів розрахунку генерації (частково відображених на
рис. 2.3) показує, що непряме сонячне випромінювання в безхмарну погоду
вносить близько 24% в загальний обсяг генерованої електроенергії. Іншою
причиною порівняно малого значення CVG може бути те, що кількість
часових зон, у яких спостерігається середня та висока хмарність, відносно
мала порівняно з числом часових зон, у яких хмарність низька.
Для опису режиму споживання електроенергії у селі Чехівка
скористаємося типовим графіком навантаження сільської місцевості (рис.
2.4) [32].
Значення потужності, зазвичай задається у відносних одиницях, а для
подальшого дослідження їх потрібно перетворити на абсолютні. Першим
кроком було знайдено середнє споживання електричної енергії у липневий
день 2023 року:

∑W
W daily. july Wdaily. july 49400
daily = = = =1593,6 кВт*год. (2.5)
31 31 31

Ця енергія вимірюється в кВт*год і відображає відносну кількість
енергії, яку задано [33] і дорівнює 1400 % від максимального навантаження
за добу.
Формула (2.6) дозволяє знайти навантаження щогодини доби.


Р W
= daily ,kWh 
і W ⋅ t 
Рі,% , кВт*год. (2.6)
 daily ,% 

57
де W daily ,% – відносний обсяг спожитої протягом дня енергії, %;
Рі,% – відносне значення навантаження, %;
t – час дії навантаження Рі,% .
Так, для максимуму навантаження у середній липневий день 2023 року
розрахунок виглядає так:


Р W
= daily ,kWh 
Р = 
1593,6 
max. july W ⋅ t  max ,%  100 =113,8 кВт.
 daily ,%  1400 ⋅1

Отримана крива навантаження для села Чехівка представлена на рис.
2.5.

Рис. 2.4. Добовий графік навантаження села Чехівка у липні 2023 р. із
зазначенням часових зон

Примітки: Вертикальні лінії розбивають графік навантаження на часові зони, які
позначені римськими цифрами (I – 00:00–4:00, II – 4.00–7.30, III – 7.30–11.00, IV – 11.00–
14.30, V – 14.30 VI – 18.00–21.30 та VII – 21:30–00:00).

58
У подальших розрахунках використано обсяги споживання кожної
часової зони. Розрахунок останніх проводився за формулою [7]:

WС =∑Рі ⋅ tі , кВт*год. (2.7)
t

де WС – енергія, яка спожита за час t, кВт*год;
Рі – i-й рівень навантаження кВт;
tі – час дії навантаження Pi, год.
Приклад розрахунку енергоспоживання для першої часової зони

WС1 =∑Рі ⋅ tі = 39,8 ⋅4 =159,2 кВт*год.
t

Результати розрахунків зведено до таблиці 2.6.

Таблиця 2.6
Споживання електроенергії WC за часовими зонами у липні 2023
Часова зона I II III IV V VI VII
WC, кВт*год 159 176 307 299 265 253 134

Зробимо оцінку необхідної кількості АКБ та рівнів їх заряду-розряду на
основі даних про споживання та потенційної генерації у с. Чехівка протягом
липня 2023 року.
Генерована сонячною електростанцією і споживана навантаженням
кількість ЕЕ можуть сильно відрізнятися. Для збереження електропостачання
у періоди недостатньої генерації (наприклад, вночі) та надлишкової у періоди
пікової генерації СЕС має бути обладнана банком накопичувачів (АКБ).
Ґрунтуючись на результатах порівняння накопичувачів різних виробників
[34], приймаємо до встановлення глибокорозрядні акумуляторні батареї LM
59
(OPzS) 3500 компанії FIAMM з номінальною ємністю 3500 А*год та
номінальною напругою акумуляторної комірки 2 В.
LM - Low Maintenance - мало обслуговується;
Абревіатура OPzS німецька, і відноситься до німецького стандарту DIN
40737 [34].
O: Ortsfest = Stationary - стаціонарний;
Pz: Panzerplatte = Tubular plate (+) – із трубчастими пластинами;
S: Spezial = Special, fluid electrolyte with special separator – спеціальний,
рідкий електроліт із спеціальним сепаратором.
З метою зниження зарядних струмів слід зібрати з обраних осередків
батареї акумуляторів на напругу 48 В (ланцюг із 24 послідовно включених
осередків). Параметри батареї акумуляторів: EB=3500 А*год; UB=48 В.
Глибина розряду з метою продовження терміну служби акумуляторів
прийнята рівною 70%. Тоді необхідна ємність накопичувачів (Edemand):

W
Е = daily 1593,6
С = = 47,44 кВт*год. (2.8)
UB ⋅ kd 48 ⋅0,7

де Wdaily – середня добова потреба у електроенергії, Вт;
kd – коефіцієнт використання ємності (враховує, яку частину енергії
всіх акумуляторів використовують реально).
Знаючи необхідну ємність (EС) та ємність однієї батареї акумуляторів
(EB) можна знайти необхідну кількість АКБ

N ЕС
B = , (2.9)
ЕB

N Е 47,43 ⋅103
B =
С = =13,55 ≈14 шт.
ЕB 3500

60
Таким чином, сумарна ємність банку батарей

Е∑ = NB ⋅ЕB , (2.10)
Е∑ = NB ⋅ЕB = 3500 ⋅14 = 49000 А*год.

Перемноження отриманої ємності на напругу банку батарей (48 В),
дозволяє отримати сумарну ємність кВт*год (2352 кВт*год). Щоб
переконатися в тому, що розряд батарей не перевищить допустиму глибину
розряду, здійснимо розрахунок динаміки заряду та розряду батарей для
липня 2023 року, ґрунтуючись на основі даних таблиці 2.4 та рис. 2.4 і
вважаючи, що спочатку батареї повністю заряджені (EB0 = 49 000 А*год або
W B0 = 2352 кВт*год).
Рівень заряду батарей розраховується за формулою

WB (t +1) =WB (t) +WC (t) +WG (t), (2.11)

де WB (t +1) – рівень заряду батарей у момент часу (t+1), Вт*год;
WC (t) – енергія, спожита за час t, Вт*год;
WG (t) – енергія, вироблена за час t, Вт*год;
t – часова зона, год.
Отримані дані зведено у таблицю 2.7. На графіку (рис. 2.5) показано
динаміку заряду-розряду 14 паралельно з'єднаних батарей протягом другого
тижня липня 2023 року, яка побудована за даними таблиці 2.7.

61
Таблиця 2.7
Рівень заряду 14-ти паралельно з'єднаних батарей WB(t) протягом липня
2023 року
Часова День WB(t), День WB(t), День WB(t), День WB(t),
зона kWh kWh kWh kWh
1 2 3 4 5 6 7 8 9
I 2193 1911 375 510
II 2130 1840 304 629
III 2260 1954 427 921
IV 1 2352 7 2194 13 723 19 1083
V 2352 2232 861 931
VI 2210 2021 695 797
VII 2076 1887 561 638
I 1917 1727 402 568
II 1848 1579 333 719
III 1963 1385 455 857
IV 2 2264 8 1242 14 750 20 1016
V 2352 1091 902 866
VI 2213 866 750 732
VII 2079 732 616 572
I 1919 572 457 505
II 1865 424 384 663
III 2028 230 518 1013
IV 3 2352 9 400 15 845 21 1214
V 2352 568 1021 1070
VI 2218 422 872 936
VII 2084 289 738 776
I 1925 129 579 698
II 1865 71 483 786
III 2038 208 512 1038
IV 4 2352 10 506 16 866 22 1196
V 2352 660 1002 1034
VI 2220 514 838 900
VII 2086 380 704 741
I 1927 221 545 658
II 1857 147 481 795
III 1997 284 644 1129
IV 5 2297 11 628 17 954 23 1329
V 2352 829 1116 1182
VI 2208 685 962 1048
VII 2075 552 828 889
I 1915 392 669 818
II 1851 289 594 954
III 2013 371 686 1241
IV 6 2352 12 649 18 899 24 1396

62
Продовж. табл. 2.7
1 2 3 4 5 6 7 8 9
V 2352 816 1033 1233
VI 2205 668 881 1099
VII 2071 535 748 510
I 940 1131 1441 993
II 861 1057 1364 904
III 984
25 27 1208 29 1513
31 996
IV 1271 1551 1826 1275
V 1412 1745 1935 1422
VI 1251 1594 1756 1256
VII 1117 1460 1623 1122
I 958 1301 1463
II 882 1221 1371
III
26 1035 28 1352 30 1388
IV 1379 1694 1465
V 1574 1886 1469
VI 1424 1734 1286
VII 1291 1600 1152

Рис. 2.5. Динаміка заряду 14-ти паралельно з'єднаних батарей
протягом другого тижня липня 2023 року

Примітка: Червоною лінією показано мінімально допустимий рівень заряду батарей
30%. Тимчасові зони покази римськими цифрами (I – 00:00–4:00, II – 4.00–7.30, III – 7.30–
11.00, IV – 11.00–14.30, V – 14.30–18.00, VI – 18.00–21.30 30-00:00).

Слід відмітити, що знижена генерація через погані погодні умови 8
липня 2023 року призводить до неприпустимого розряду батарей, що
представлено на рис. 2.5. Так як такий глибокий розряд призводить до
63
зниження терміну служби батарей, щоб уникнути останнього необхідно
збільшити кількість паралельно з'єднаних батарей з 14 до 20. Результати
представлені у таблиці 2.8 та на рис. 2.6. На графіку (рис. 2.6.) показано
динаміку заряду-розряду 20 паралельно з'єднаних батарей протягом другого
тижня липня 2015 року, яка побудована за даними таблиці 2.8.

Таблиця 2.8
Рівень заряду 20-ти паралельно з'єднаних батарей WB(t) протягом липня
2023 року
Часова День WB(t), День WB(t), День WB(t), День WB(t),
зона kWh kWh kWh kWh
1 2 3 4 5 6 7 8 9
I 3201 2919 1383 1596
II 3138 2848 1312 1518
III 3268 2962 1435 1637
IV 1 3360 7 3202 13 1731 19 1929
V 3360 3240 1869 2091
VI 3218 3029 1703 1939
VII 3084 2895 1569 1805
I 2925 2735 1410 1646
II 2856 2587 1341 1576
III 2971 2393 1463 1727
IV 2 3272 8 2250 14 1758 20 1865
V 3360 2099 1910 2024
VI 3221 1874 1758 1874
VII 3087 1740 1624 1740
I 2927 1580 1465 1580
II 2873 1432 1392 1513
III 3036 1238 1526 1671
IV 3 3360 9 1408 15 1853 21 2021
V 3360 1576 2029 2222
VI 3226 1430 1880 2078
VII 3092 1297 1746 1944
I 2933 1137 1587 1784
II 2873 1079 1491 1706
III 3046 1216 1520 1794
IV 4 3360 10 1514 16 1874 22 2046
V 3360 1668 2010 2204
VI 3228 1522 1846 2042
VII 3094 1388 1712 1908
I 2935 1229 1553 1749
II 2865 1155 1489 1666
III 3005 1292 1652 1803
5 11 17 23
64
Продовж. табл. 2.8
1 2 3 4 5 6 7 8 9
IV 3305 1636 1962 2137
V 3360 1837 2124 2337
VI 3216 1693 1970 2190
VII 3083 1560 1836 2056
I 2923 1400 1677 1897
II 2859 1297 1602 1826
III 3021 1379 1694 1962
IV 6 3360 12 1657 18 1907 24 2249
V 3360 1824 2041 2404
VI 3213 1676 1889 2241
VII 3079 1543 1756 2107
I 1948 2139 2449 2001
II 1869 2065 2372 1912
III 1992 2216 2521 2004
IV 25 2279 27 2559 29 2834 31 2283
V 2420 2753 2943 2430
VI 2259 2602 2764 2264
VII 2125 2468 2631 2130
I 1966 2309 2471
II 1890 2229 2379
III 2043 2360 2396
IV 26 2387 28 2702 30 2473
V 2582 2894 2477
VI 2432 2742 2294
VII 2299 2608 2160

Рис. 2.6. Динаміка заряду 20-ти паралельно з'єднаних батарей
протягом другого тижня липня 2023 року

65
Найбільш глибокий розряд батарей (68%), що спостерігається 10 липня
є допустимим для заданого режиму роботи. Таким чином, для
електропостачання села Чехівка у найбільш сонячний місяць тільки завдяки
енергії, що генерується PV панелями, сумарна ємність батарей повинна
становити 63000 А*год (або 3360 кВт*год). Число акумуляторних осередків

NC total = NB ⋅NC ,
NC total = NB ⋅NC = 20 ⋅24 = 480 шт.

Оскільки кожна батарея FIAMM LM (OPzS) 3500 складається з
чотирьох акумуляторних осередків, необхідна кількість батарей становить
120 шт.
Для збереження безперебійного електропостачання споживачів навіть у
разі перебоїв на живильної лінії СЕС має бути виконана за першим типом
(п.1.3.1). Схема такої СЕС представлена на рисунку 1.21.
Для підтримки заряду батарей у робочому діапазоні та, відповідно, для
продовження терміну їх служби, на СЕС використовують контролери заряду
батарей.
Для системи безперебійного електропостачання, що розглядається в
даній роботі, слід використовувати контролери порівняно високої
номінальної потужності. Тому до установки приймаю контролери Y&H 100A
MPPT 12 В - 48 В (рис. 2.7) [35]. Кожен контролер розрахований працювати з
PV масивом потужністю до 11 кВт. Сумарна встановлена потужність PV
панелей, підключених до контролера, має бути менше його максимальної
потужності, тому в роботі прийнято до встановлення 1 контролер на кожні 10
кВт встановлених панелей. Таким чином, СЕС без сонячних трекерів вимагає
до встановлення 42 контролери, а СЕС із сонячними трекерами – лише 32.
66

Рис. 2.7. Контролер Y&H 100A MPPT 12 В - 48 В

Для того, щоб забезпечити електропостачання споживачів змінним
струмом, на СЕС використовуються інвертори. Щоб уникнути втрати
живлення від панелей в у разі пошкодження інвертора весь PV масив
поділяється безліччю інверторів. Це забезпечить більш високу надійність
СЕС у разі виходу з ладу одного з інверторів, оскільки буде втрачена мала
кількість PV панелей, тоді як масив, що залишився в роботі, продовжить
виробництво електричної енергії. Ринок поновлюваної енергетики насичений
різноманітними моделями інверторів, які виробляють безліч компаній. В
останні роки на ринку ВДЕ добре себе зарекомендувала компанія SMA.
Доцільно буде вибрати інвертор з номінальною кратною потужністю
номіналу контролера. З каталогу обладнання [36] було обрано інвертор SMA
STP 20000TL-30 (рис. 2.8) з максимальною потужністю постійного струму
20,44 кВт. Так, два контролери будуть підключені до одного інвертора та
67
банку батарей. Таким чином, СЕС без сонячного трекера потребує
встановлення 21 інвертери, а СЕС із трекерами – всього 16.

Рис. 2.8. Інвертор SMA STP 20000TL-30

На СЕС із трекерами до встановлення приймаються сонячні трекери
ST-800 фірми SolarTechnic (рис. 2.9). Цей трекер розрахований на 2 панелі
PV-540, і, отже, до встановлення приймаємо 394 шт.

Рис. 2.9. Трекер ST-800
68
2.3. Структурна схема гібридної сонячної електростанції

Гібридна СЕС поєднує в собі автономну та мережеву станції і може як
накопичувати електричну енергію в АКБ, здійснювати заряд АКБ як від
центральної мережі, так і від фотоелектричних панелей (рис. 2.10).
Перевагою роботи гібридної СЕС є те, що можна змінювати у налагодження
гібридного інвертора. Гібридні інвертори дорожчі у порівнянні з
мережевими, але вони можуть функціонувати за відсутністю зовнішньої
мережі, як автономні СЕС. У цьому і полягає головна перевага гібридних
СЕС [31].

Рис. 2.10. Структурна схема гібридної сонячної електростанції

Перебої з електричною енергією не впливають на споживача, також
повний розряд АКБ малоймовірний при відсутності сонячної енергії, тому
що електроенергію можна отримати із зовнішньої мережі і підзарядити АКБ.
Гібридні інвертори в залежності від моделі дозволяють автоматично
запускати бензо- дизельгенератори, якщо АКБ розряджені та немає
можливості отримати енергію від зовнішньої електричної мережі в аварійній
ситуації на ЛЕП. Таким чином, в гібридній СЕС є кілька джерел
електроенергії: сонячна, від акумуляторних батарей, від мережі та від
69
генератора. У більшості гібридних інверторах є можливість налаштовування
пріоритетного джерела. Наприклад, можна в день споживати енергію тільки
від сонячних модулів, а ввечері - від мережі зовнішнього електропостачання,
не використовуючи при цьому АКБ, при цьому продовжуючи їх
експлуатаційний ресурс. Заряд АКБ від сонячних панелей у гібридній СЕС
здійснюється за допомогою контролера заряду, він може бути як гібридним
так і вбудованим в інвертор. Система з індивідуальними контролерами
заряду не може здійснювати живлення споживача оминаючи АКБ
безпосередньо від сонячних батарей. В цьому випадку, перш за все
заряджаються АКБ, від яких постійний струм надходить до гібридного
інвертора, а потім відбувається трансформація постійного струму в змінний,
який необхідний для живлення побутових електроприладів. По комплектації
гібридні СЕС схожі з автономними і мережевими станціями. Для захисту від
перенапруги та короткого замикання система СЕС комплектується релейним
захистом та автоматикою, яка розміщується у розподільних щитках. До
систем захисту відносяться запобіжники, обмежувачі перенапруги,
роз'єднувачі, ставиться додатковий захист на АКБ від короткого замикання, а
також від зворотних струмів та перевантаження.

70
РОЗДІЛ 3
ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ ГІБРИДНОЇ
СОНЯЧНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ ДЛЯ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
НАСЕЛЕНОГО ПУНКТУ

Слід відмітити, що локальна або розподілена генерація, яка може бути
інтегрована у систему електропостачання населеного пункту для завдань
електрифікації є економічно привабливим рішенням в рамках розподіленої
генерації із використанням ВДЕ. Основні переваги відновлюваної енергії
такі: багато ВДЕ технології не мають паливних витрат, а також вони не
надають несприятливого впливу на навколишнє середовище. Нестача ВДЕ
технологій полягає в їхній непостійності в часі, що призводить до
нерівномірного виробництва електричної енергії, а іноді до відсутності її як
такої [8].
Зважаючи на нові вимоги до якості та надійності електропостачання,
мережева компанія повинна або заміняти діючу ЛЕП на лінію вищого класу
напруги (у рамках стратегії централізації), або побудувати місцеву
електростанцію та комбінувати з діючим живленням від лінії 10 кВ.
Доступні ВДЕ були оцінені у першому розділі. Згідно з розрахунками,
сонячна енергія у місці розташування населеного пункту має високий
потенціал. З погляду орієнтації PV панелей, нетрадиційні рішення
поділяються на такі: СЕС із фіксованими панелями та СЕС із сонячними
трекерами. Необхідне обладнання для обох варіантів було обрано у другому
розділі. У цьому розділі зроблено економічне порівняння та обґрунтування
всіх варіантів.

71
3.1. Гібридна система електропостачання без застосування
сонячних трекерів

Ціни на обладнання та його кількість, необхідно для СЕС без сонячних
трекерів представлено у таблиці 3.1.

Таблиця 3.1.
Список обраного обладнання сценами та термінами служби для СЕС без
сонячних трекерів [33, 34, 35]
Термін
Найменування обладнання Ціна за шт., Необхідна
грн. кількість, шт експлуатації,
роки
Longi LR5-72HPH-540 7 719 756 25
FIAMM LM OPzS 3500 76 050 120 25
Electrolyte, 1 liter 59,78 6720 –
Racks E-PGV 2-68 SH 142 752,5 4 –
SMA STP 20000TL-30 251 334 21 25
Y&H 100A MPPT 12 В - 48 40 900 42 6

Ціни на батареї, електроліт та стійки вже включають транспортні
витрати. Вартість доставки іншого обладнання була визначена за допомогою
інструкції [37] і приблизно до 80 000 грн.
Щоб уникнути пошкодження батарей глибоким розрядом або
перезарядженням передбачені контролери заряду батарей.
Згідно з інформацією, наданою виробником, розрахунковий термін
служби LM OPzS становить 20 років у буферному режимі роботи [34]. Але
термін служби батарей сильно залежить від глибини розряду (DoD) протягом
основного числа циклів. Кількість робочих циклів звичайно залежить від
DoD. У зв'язку з цим необхідно оцінити термін служби батарей для цього
проекту.
Щоб знайти обсяг енергії, яку може забезпечити батарея OPzS
протягом усього терміну служби, по-перше, необхідно оцінити, скільки
72
кВт*год батарея віддає за один цикл, а потім помножити це число на
розрахункову кількість циклів, які батареї OPzS прослужать до заміни.
Наприклад, для 20% глибини розряду об'єм енергії, який буде забезпечений
вибраними батареями, складатеме:

UB ⋅EB ⋅NW = B ⋅DoD ⋅Ncycles
lifespan , (3.1)
1000

де UB – номінальна напруга батареї, В;
EB – номінальна ємність батареї, A*год;
NB – кількість паралельно підключених батарей, шт;
Ncycles – розрахункова кількість циклів заряду-розряду батареї, в.о;

UB ⋅EB ⋅NB ⋅DoD ⋅N
W cycles 48 ⋅3500 ⋅20 ⋅20 ⋅5000
lifespan = = = 3,36 ГВт*год.
1000 1000

Так як падіння напруги у споживачів має місце лише тоді, коли попит
на електроенергію високий, цей час є найбільш сприятливим для
використання енергії, яка накопичена в АКБ. На жаль, відсутня інформація
щодо точного значення навантаження при якому відбувається вагоме
зниження напруги. Зважаючи на цю обставину, приймаю значення, яке
приблизно дорівнює літньому піковому навантаженню. Щоб уникнути
недооцінку, для подальших розрахунків приймаю, що падіння напруги
спостерігається при рівномірному навантаженні, що більше 80% літнього
пікового навантаження.
Як було видно з рисунку 2.1, червневе споживання енергії у
розглядаємому населеному пункті було вищим протягом літа 2023 року.
Отже, це призводить до літньої пікової навантаження, яка може бути
розрахована за формулами (2.5, 2.6):

73
∑W
W = daily. july W
= daily. july 49400
daily = =1593,6 кВт*год.
31 31 31

Ця енергія вимірюється в кВт*год та визначає відносну кількість
енергії, яку задано [31] і дорівнює 1400% від максимального навантаження за
добу. Формула (2.6) дозволяє знайти навантаження щогодини доби.


Р W
= daily ,kWh 
і  Рі,% , кВт*год.
W daily ,% ⋅ t 

Так, для максимуму навантаження у середній липневий день 2023 року
розрахунок виглядає так:

 
Р W daily ,kWh
max. july =  Р 1593,6
max ,%=

 100 =113,8 кВт,
W daily ,% ⋅ t  1400 ⋅1

тоді навантаження, при якому відбувається неприпустиме зниження напруги

Рdrop = Рmax. july ⋅0,80 =113,8 ⋅0,80 = 91,04 кВт.

Використовуючи формули (2.5, 2.6), були отримані криві навантаження
для кожного місяця, а потім було обчислено кількість енергії, яка повинна
бути компенсована батареями. Наприклад, використовуючи Pdrop для графіка
добового навантаження у населеному пункті у липні 2023 року (рис. 2.4),
можна бачити, що об 11:00 навантаження перевищує Pdrop.
Таким чином, батареї повинні компенсувати додаткові (113,8 – 91,4) =
21,6 кВт*год у цей час. Помноження на кількість днів у липні дає (21,6∙31) =
669,6 кВт*год. Повторення цих розрахунків для інших місяців дає річне
значення 135 865 кВт*год. Така кількість енергії АКБ повинні забезпечити
74
підтримку напруги в допустимих межах. З цього можна судити про термін
служби батарей для цього проекту:

W
Т = lifespan 3,36
В = = 25,5 років.
Wdrop 0,137

де TB – розрахунковий термін служби батарей, років;
Wdrop – річний обсяг енергії, який має бути забезпечений батареями,
кВт*год.
Таким чином, вибрані батареї можуть використовуватися для цілей
проекту близько 25 років. Передбачаючи інвестиції у 0-й рік та запуск СЕС у
1-й рік, термін реалізації проектів має становити 26 років. Час реалізації
проектів СЕС та ПЛ різні. Для порівняння проектів СЕС із проектами
будівництва ПЛ можливе застосування двох інструментів. Перший це
розрахунок внутрішньої норми прибутковості (IRR) кожного проекту.
Другий це повторення проекту СЕС із метою приведення термінів реалізації
проектів СЕС та ПЛ до одного значення.
На рисунку 3.1. представлено результати розрахунку показників
економічної ефективності інвестиційного проекту (NPV) 52-річного, що
складає 19,91 млн. грн, тоді як процентна ставка, яка описує рентабельність
інвестиції (IRR) для 26 років становить 1,32 %.
Примітки: Верхнє число регіону показує загальні дисконтовані
інвестиції в млн. грн, нижнє число показує частку загального обсягу
дисконтованих інвестицій у %.
75

Рис. 3.1. Поточна вартість загальних інвестицій у СЕС без сонячних
трекерів (52-річний проект)

3.2. Гібридна система електропостачання із застосування сонячних
трекерів

Ціни на обладнання та його кількість, необхідно для СЕС із сонячними
трекерами представлено у таблиці 3.2.

Таблиця 3.2.
Список обраного обладнання сценами та термінами служби для СЕС із
сонячними трекерами [33, 34, 35, 36]
Термін
Найменування обладнання Ціна за шт., Необхідна
грн. кількість, шт експлуатації,
роки
Longi LR5-72HPH-540 7 719 756 25
FIAMM LM OPzS 3500 76 050 120 25
Electrolyte, 1 liter 59,78 6720 –
Racks E-PGV 2-68 SH 142 752,5 4 –
SMA STP 20000TL-30 251 334 21 25
Y&H 100A MPPT 12 В - 48 40 900 42 6
ST-800 фірми SolarTechnic 39 800 394 25
76
Згідно з інформацією, наданою дилером, термін служби сонячного
трекера ST-800 становить 10 років за важких умов експлуатації [36].
Тривалість експлуатації може змінюватись від 10 до 30 років залежно від
кліматичних умов. Село Чехівка розташоване на лівому березі
Кременчуцького водосховища, таким чином, можна розглядати погодні
умови у населеному пункті як м'які для ST-800 та застосовувати 25-річний
термін служби цього проекту. Слід зазначити 20% знижку цю продукцію при
оптової закупівлі [57].
На рисунку 3.2. представлено результати розрахунку показників
економічної ефективності інвестиційного проекту (NPV) 52-річного, що
складає 19,54 млн. грн, тоді як процентна ставка, яка описує рентабельність
інвестиції (IRR) для 26 років становить 1,48 %.

Рис. 3.2. Поточна вартість загальних інвестицій у СЕС із сонячними
трекерами (52-річний проект)

Узагальнені результати для проектів СЕС представлені у таблиці 3.3. У
реальних умовах найпривабливішими рішеннями є проекти СЕС.
Незважаючи на те, що проекти NPV є негативними, та це не означає, що всі
проекти не підлягають інвестуванню (рис. 3.3). Необхідно підкреслити, що
77
обидві моделі сонячних проектів були побудовані за найпесимістичнішими
сценаріями: ціни на фотоелектричне обладнання змінюються зі зміною ціни
виробників, а термін служби обладнання приймався мінімальним.

Таблиця 3.3
Економічні параметри проектів СЕС
Проєкт Інвестиції млн. NPV, млн. IRR, %
грн грн
СЕС без трекерів 74,4* –19,9 1,32/2,37***
СЕС із трекерами 118,244* –19,5 1,48/2,64***

Примітки: NPV проекти негативні. Але для вирішення цієї проблеми, компанія має
реалізувати один із проектів.
* Значення показують суму початкових інвестицій та поточну вартість усіх
реінвестицій.
** Оскільки початкові інвестиції надто високі, а очікувані грошові потоки відносно
низькі, IRR не знайдено.
*** IRR розраховані для проектів на 26/52 роки відповідно.

Рис.3.3. Кумулятивні грошові потоки (CCF) проектів

78
Примітки: Cumulative Cash Flows (CCF) – кумулятивні грошові потоки. Червона,
синя лінії відображають випадки СЕС без та з сонячними трекерами відповідно. Суцільна
та пунктирна лінії відображають кумулятивні не дисконтовані та дисконтовані грошові
потоки відповідно.

На рис. 3.3 представлені CCF періодів окупності проектів СЕС для
термінів реалізації проектів на 26 та 52 роки. Також показано, що ці проекти
не мають дисконтованого періоду окупності. Причина в тому, що ставка
дисконтування проектів вища ніж їх IRR.

Рис.3.4. Залежність NPV від встановленої потужності СЕС

Примітки: Червона та синя лінії відображають варіанти СЕС без та із
застосуванням сонячних трекерів відповідно. Чорні точки показують оптимальні з
технічного погляду встановлені потужності СЕС.

З рисунку 3.4 видно, що чим нижче встановлена потужність станції,
тим вище значення NPV. Ці залежності також враховують інше обладнання,
пов'язане із загальною потужністю панелей PV. Наприклад, у випадку СЕС із
сонячними трекерами при збільшенні загальної потужності PV дана модель
збільшує кількість трекерів, контролерів заряду батарей та інверторів. З рис.
3.4 також видно, що завдяки впровадженню сонячних трекерів СЕС може
79
мати меншу ємність але вищий NPV. Через негативну залежність
раціональніше буде прийняти мінімальну потужність СЕС, щоб мінімізувати
витрати компанії. З рисунку 3.4 не зрозуміло, що відбувається з рівнями
відпуску електроенергії. При більшому інвестуванні у встановлену
потужність СЕС вона вироблятиме більше енергії.

Рис.3.5. Залежність NPV від виробництва електроенергії

Примітки: Червона та синя лінії відображають варіанти СЕС без та із
застосуванням сонячних трекерів відповідно. Чорні точки показують відпуск
електроенергії та NPV для оптимальної з технічної точки зору встановленої потужності
СЕС.

З рисунку 3.5 видно, що NPV СЕС із сонячною системою стеження
зменшується повільніше ніж СЕС без трекерів. Також можна спостерігати
перетин залежностей при річному виробництві електроенергії у 245
МВт*год. У цьому випадку встановлені потужності СЕС без системи
стеження за сонцем і з нею становлять близько 257 кВт та 197 кВт
відповідно. Очевидно, що з економічної точки зору проект без сонячних
трекерів може бути привабливим для населеного пункту лише тоді, коли
80
потрібна генерація електричної енергії становить менше 245 МВт*год на рік.
Такий рівень генерації електростанцією спостерігається коли встановлені
потужності СЕС з і без сонячної системи стеження дорівнюють 197 кВт та
277 кВт відповідно. В іншому випадку використання сонячної системи
стеження є більш привабливим рішенням, причому, чим вища різниця між
річним виробництвом енергії та точкою перетину залежностей, тим вища
різниця в NPV цих сценаріїв.

Рис.3.6. Залежність NPV від зниження цін на PV панелі через 25 років

Примітки: NPV залежності СЕС без та з системою стеження за Сонцем показані
суцільними та пунктирними лініями відповідно. Перетин суцільних і пунктирних ліній
утворюють граничну лінію (синя пунктирна лінія). У цих точках перетину NPV варіанти
СЕС однакові. Позитивний ефект від використання сонячних трекерів на NPV
спостерігається у разі зниження цін на фотоелектричні панелі та батареї. Чорні точки на
вертикальній осі показують співвідношення, що використовуються в економічних
моделях.

На рис. 3.6 показано як NPV проектів СЕС залежать від зниження цін
на PV панелі та батареї через 25 років. У цей час компанії доведеться
реінвестувати в основне обладнання СЕС, що є досить дорогим заходом,
тому потрібно з'ясувати, як зміни цін можуть вплинути на проекти. NPV і
81
відношення зниження цін, мають логарифмічну залежність. Спочатку, при
зниженні ціни на обладнання, NPV проектів швидко зростає, а потім прагне
NPV за перші 26 років проекту. Необхідно виділити граничну лінію переваги
системи стеження за сонцем: система стеження позитивно впливає на NPV,
коли майбутні ціни на обладнання розташовані зліва від граничної лінії і
мають негативний ефект, коли майбутні ціни на обладнання розташовані
праворуч від неї. У випадку, коли майбутні ціни на обладнання знаходяться
на граничній лінії, NPV проекту СЕС із сонячними трекерами дорівнює NPV
проекту СЕС із фіксованою орієнтацією PV панелей.

Рис.3.7. Залежність NPV від тарифу на електроенергію

Примітки: Червона та синя лінії відображають випадки СЕС без та з сонячними
трекерами, відповідно. Чорна точка означає поточний тариф (100%) на електричну
енергію, що використовується в економічних моделях.

На рис. 3.7 показано залежність NPV від ціни на електроенергію для
населення. Логічно, що чим нижчий буде тариф на електроенергію, тим
більш плоскими стають залежності. Червона точка із синім центром позначає
перетин NPV залежностей проектів СЕС. До цієї точки проект СЕС із
сонячними трекерами більш привабливий, ніж проект СЕС із фіксованою
82
орієнтацією PV панелей. Після цієї точки сонячна система стеження втрачає
привабливість, порівняно з фіксованим положенням панелей. Якщо тариф на
електроенергію буде встановлений більшим або рівним 270% від поточного
значення, то СЕС без сонячних трекерів матиме позитивний NPV.
На рис. 3.8 бачимо залежності NPV проектів СЕС від ставки
дисконтування. Як було показано в попередніх розрахунках, проект із
застосуванням системи стеження за сонячною погодою має дещо краще
значення NPV. Перетин залежностей спостерігається у випадку, коли ставка
дисконтування становить 11,47%. Таким чином, система сонячного стеження
є привабливим варіантом, коли ставка дисконтування нижча за цю величину.
І навпаки: якщо ставка дисконтування буде вищою (що зазвичай для
приватної енергопостачальної компанії), то СЕС без сонячних трекерів є
більш привабливим варіантом.

Рис.3.8. Залежність NPV від ставки дисконтування

Примітки: Червона та синя лінії відображають випадки СЕС без та з сонячними
трекерами, відповідно. Точки на вертикальній осі є кумулятивними CF проектів. Перетин
залежностей з NPV = 0 дає IRR проектів.

83

Рис.3.9. Торнадо діаграма для NPV з 10%-ю зміною параметрів

Примітки: Синій та червоний кольори відображають зміни в NPV при збільшенні
та зменшенні параметра на 10% відповідно. Перший і другий стовпці параметра – зміни до
NPV СЕС з і без системи стеження за сонцем відповідно.

На рис. 3.9 показана діаграма Торнадо для проектів СЕС. Зміни NPV
представлені у % та викликані зміною відповідного параметра на ±10%.
Очевидно, що NPV проектів СЕС мають позитивний зв'язок з такими
параметрами, як річний відпуск електроенергії та тарифом на електроенергію
та негативну з іншими параметрами. Максимальний вплив на NPV має
потужність. Також очевидно, що проекти мають різну чутливість до цих
параметрів. Так, наприклад, проект СЕС із застосуванням сонячної системи
стеження більш чутливий до ставки дисконтування та реінвестування в
обладнання.

84
ВИСНОВКИ

У магістерській кваліфікаційній роботі проведено дослідження щодо
можливості використання гібридної сонячної електростанції інтегрованої в
систему електропостачання населеного пункту, що є нетрадиційним
рішенням, яке поєднує централізоване електропостачання з локальною
генерацією на основі ВДЕ. Даний підхід дає змогу забезпечити споживачів
безперебійним електропостачанням в умовах сучасних вимог до якості та
надійності електропостачання.
Зроблено аналіз та оцінку потенціалу відновлюваних джерел енергії
Сонця та Вітру у селі Чехівка, Ірклієвської територіальної громади
Золотоніського району. Аналіз та оцінка потенціалу вітрової енергії з
використанням середньорічного значення швидкості вітру в селі Чехівка
вказує на те, що застосування вітротурбін для цієї місцевості не доцільно.
Оцінка потенціалу Сонячної енергії проводилася з використанням
математичної моделі, яка реалізована прикладній програмі Mathcad. Згідно з
отриманими результатами проведеного моделювання, встановлено, що
обрана місцевість має високу сонячну радіацію, яка узгоджується із
загальними статистичними даними про сонячну інсоляцію на лівому березі
Кременчуцького водосховища Черкаської області.
На основі результатів моделювання сонячної інсоляції для обраного
населеного пункту, було виконано розрахунок параметрів гібридної
електростанції та визначено її структуру. Для визначення найкращого та
економічно вигідного варіанту, розглянуто функціонування гібридної СЕС із
фіксованим положенням PV панелей та СЕС із застосуванням системи
стеження за Сонцем. Для обох альтернатив було розраховано необхідну
кількість устаткування.
Проведено економічне обґрунтування, узагальнення переваг і недоліків
альтернатив гібридної СЕС із фіксованим положенням PV панелей та із
85
застосуванням системи стеження за Сонцем із використанням економічних
моделей.
Аналіз витрат та користі технічних рішень гібридної СЕС інтегровану в
систему електропостачання населеного пункту, підтверджує стабільність
проектів та показує, в яких умовах застосування системи стеження за Сонцем
є доцільним. Реалізація проекту дозволить уникнути потенційних збитків,
пов'язаних із якістю електричної енергії, а також знизить втрати
електроенергії під час передачі довгими повітряними лініями середньої
напруги.

86
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Енергетична безпека України: чинники впливу, тенденції розвитку /
Під ред. Ковалка М.П., Шидловського А.К., Кухаря В.П. - Київ:
Українські енциклопедичні знання, 1998. - 160 с.
2. Bithas K, Kalimeris P. Revisiting the energy development link. Evidence
from the 20th century for knowledge-based and developing economies.
Springer Briefs in economics. Springer International Publishing, Berlin,
2016. DOI:10.1007/978-3-319- 20732-2 Available at:
https://www.researchgate.net/publication/300128093_A_Brief_History_of_
Energy_Use_in_Human_Societies.
3. Лежнюк П.Д. Відновлювані джерела енергії в розподільних
електричних мережах: монографія / П.Д. Лежнюк, О.А. Ковальчук,
О.В. Нікіторович, В.В. Кулик - Вінниця: ВНТУ, 2014. – 204 с.
4. Сайт Міністерства енергетики України. https://mev.gov.ua/
5. Сайт групи компаній ДТЕК https://dtek.com/about/
6. ДСТУ EN 50160:2014 (ЕN 50160:2010, IDТ) Національний стандарт
України. Характеристики напруги електропостачання в електричних
мережах загальної призначеності.
7. Кармазін О.О. Балансова надійність електроенергетичних систем в
умовах зростання частки відновлюваної енергетики. Автореф. канд.
дис. Київ, 2019. – 20 с.
8. SHIVELY B, J. FERRARE Understanding Today's Electricity Business, 6th
ed. Laporte: Enerdynamics, 2012.
9. Wind and Solar Are Crushing Fossil Fuels. April 7, 2017. Available at:
https://www.bloomberg.com/news/articles/2016-04-06/wind-and-solar-are-
crushing-fossil-fuels
10. Renewables 2023 Global Status Report. 2023. https://www.ren21.net/gsr-
2024/
87
11. Bloomberg L.P. World Energy Hits a Turning Point: Solar That's Cheaper
Than Wind. December 15, 2023. Available at:
https://www.bloomberg.com/news/articles/2023- 12-15/world-energy-hits-a-
turning-point-solar-that-s-cheaper-than- wind.
12. Renewable Energy Statistics. 2023. Available at:
http://ec.europa.eu/eurostat/statistics-explained/index.php/Renewable_
energy_statistics
13. Denmark Broke World Record for Wind Power in 2023. January 18, 2023.
Available at: https://www.theguardian.com/environment/
2023/jan/18/denmark-broke-world-record-for-wind- power-in-2023.
14. BP Statistical Review of World Energy June 2023. Available at:
http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/energy-economics/statistical-
review-2023/bp- statistical-review-of-world- energy-2016-renewable-
energy.pdf.
15. Енергетична стратегія України на період до 2050 року
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/373-2023-%D1%80#Text
16. Сайт METEOCAST https://meteocast.ua/
17. Відновлювані джерела енергії / За ред. С.О. Кудрі. – Київ: Інститут
відновлюваної енергетики НАНУ, 2020. – 392 с.
18. Nakhodov V., Baskys A., Skeie N.-O., Pfeiffer C. F, Dmytro I., Selection
methodology of energy consumption model based on Data Envelopment
Analysis. Electrical, Control and Communication Engineering. 2016. vol.
11, no. 1, p. 5–12.
19. Соловей О.І. та ін. Нетрадиційні та поновлювані джерела енергії:
Навчальний посібник. Черкаси, ЧДТУ, 2007. − 483 с.
20. Відновлювані джерела енергії / За ред. С.О. Кудрі. – Київ: Інститут
відновлюваної енергетики НАНУ, 2020. – 392 с.
21. Атлас енергетичного потенціалу відновлюваних джерел енергії
України / за ред. С.О. Кудрі. – Київ: Інститут відновлюваної енергетики
НАН України, 2020. – 82 с.
88
22. Величко С.А. Енергетика навколишнього середовища України (з
електронними картами). Навчально-методичний посібник для
магістрантів. – Харків: Харківський національний університет імені
В.Н.Каразіна. - 2003. - 52с.– 2006. – 280 с.
23. Сайт METEOPOST https://meteopost.com/weather/climate/#google
_vignette
24. Okinda V.O., Odero N.A. A review of techniques in optimal sizing of hybrid
renewable energy systems. IJRET: International Journal of Research in
Engineering and Technology. Issue 11, 2015. – Р.153-163.
25. MITSUBISHI ELECTRIC US Solar Modules. High Efficiency, Eco-friendly
Modules Available at: http://www.mitsubishielectricsolar.com/products/
commercial/solar-modules/
26. Сайт компанії FIAMM. https://www.fiamm.com/
27. Kurbatova T., Spivakovskyy S., Sotnyk M. and Hyrchenko Y. «Solar
Energy Advancement in Ukraine’s Households: is the Feed-In Tariff
Economically Justified?», 2021 IEEE International Conference on Modern
Electrical and Energy Systems (MEES), 2021. Pp. 1–4. DOI:
10.1109/MEES52427.2021.9598758.
28. Hantula R. Energy Today: Solar power. New York: Chelsea House
Publishers, 2010.
29. Сайт ПАТ «Черкасиобленерго» https://cherkasyoblenergo.com/static
/elektroni-servisu
30. M. Kumar and A. Kumar, "Performance assessment and degradation
analysis of solar photovoltaic technologies: A review," Renewable and
Sustainable Energy Reviews, vol. 78,pp. 554-587, 2017.
31. Черненко С.Ю. Методика вибору параметрів та оцінки ефективності
застосування сонячних трекерів фотоелектричних систем / С.Ю.
Черненко, С.Ю. Протасов / Збірник тез доповідей студентської
науково-практичної конференції ЧДТУ: 23–24 квіт. 2024 р.
[Електронний ресурс] / [упоряд.: Єгорова О. В., Захарова О. В., Тичков
89
В.В. та ін.] ; М-во освіти і науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. –
Черкаси: ЧДТУ, 2023.– С. 52.
32. Сайт компанії ECO-TECH https://eco-tech.com.ua/ua/p1747848536-
solnechnaya-panel-energy.html
33. Сайт інтернет-магазину «SUN ENERGY» https://sun-
energy.com.ua/about_us
34. Сайт інтернет-магазину «АКБ-світ» https://akbsvit.com.ua
/docs/akbsvit_fiamm_lm.pdf
35. Сайт інтернет-магазину «CONTROLLERS» https://controllers.com.ua/
kontroler-zariadu-100a-mppt-12v-24v-36v-48v-dlia-lifepo4-svyntsevo-
kyslotnykh-akumuliatoriv/
36. Сайт інтернет-магазину «SOLAR TECH» https://solar-tech.com.ua/
37. Соловей О.І. Техніко-економічні розрахунки систем електропостачання
промислових підприємств / О.І. Соловей, О.О. Ситник, В.П. Розен, В.В.
Демиденко, Г.В. Курбака, А.В. Чернявський та С.М. Мильніченко //
Черкаси: ЧДТУ, 2012, с. 247.

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