Підвищення енергоефективності фермерського господарства за рахунок впровадження інтелектуальної системи електропостачання

Одинока, Руслана Андріївна
Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8610
Title:	Підвищення енергоефективності фермерського господарства за рахунок впровадження інтелектуальної системи електропостачання
Authors:	Протасов, Сергій Юрійович Одинока, Руслана Андріївна
Keywords:	інтелектуальна система електропостачання;вітрогенератор;дизель-генератор;фермерське господарство
Issue Date:	Dec-2022
Abstract:	У роботі розглянуто можливості застосування відновлюваних джерел енергії для забезпечення електропостачання фермерських господарств. У першому розділі виконано аналіз літературних джерел щодо використання відновлюваних джерел енергії в сільському господарстві та розглянуто основні підходи до проєктування інтелектуальних систем електропостачання. У другому розділі розроблено структуру інтелектуальної системи електропостачання, яка включає вітрогенератор, сонячні панелі, дизельну електроустановку, акумуляторний енергоблок, контролер та інвертор, а також розглянуто інформаційні технології керування її роботою. У третьому розділі виконано техніко-економічне обґрунтування впровадження запропонованої системи. Отримані результати підтверджують доцільність використання комбінованих енергетичних систем на основі відновлюваних джерел енергії для підвищення ефективності та надійності електропостачання фермерських господарств.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/8610
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)
Files in This Item:
File	Description	Size	Format
Одинока.pdf Restricted Access		2.76 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy
Show full item record
Extracted text
ЧЕРКАСЬКИЙ ДЕРЖАНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИСТЕТ 
ФАКУЛЬТЕТ ЕЛЕКТРОННИХ ТЕХНОЛОГІЙ, АВТОТРАНСПОРТУ ТА 
МАШИНОБУДУВАННЯ 
Кафедра електротехнічних систем 
 
 «До захисту допущено» 
Зав. кафедри ЕТС 
__________ О.О. Ситник 
(підпис)                 (ініціали, прізвище) 
«___»___________2022 р. 
 
 
 
Кваліфікаційна робота 
на здобуття ступеня вищої освіти магістра 
 
на тему:  
«Підвищення енергоефективності фермерського господарства за рахунок 
впровадження інтелектуальної системи електропостачання» 
 
 
Виконав: здобувач вищої освіти _2_ курсу, групи ЕСЕ-012 
Спеціальності: 141 «Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка» 
(шифр і назва напряму підготовки, спеціальності) 
 
 
Одинока Руслана Андріївна ______________ 
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти ) (підпис) 
 
   
Науковий к.т.н., доцент Протасов С.Ю.  ______________ 
керівник (вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) (підпис) 
   
Нормоконтроль _к.т.н., доцент Ключка К.М.__ ______________ 
(вчені ступінь та звання,  прізвище та ініціали) (підпис) 
   
 
 
 
Черкаси 2022 р. 
3 
РЕФЕРАТ 
 
По структурі робота складається зі вступу, трьох розділів основної 
частини та висновків основних результатів дослідження. Загальна кількість 
сторінок – 94, рисунків –27, таблиць – 10, використаних літературних джерел 
– 24. 
Метою роботи є розробка пропозицій щодо побудови 
інтелектуальної системи електропостачання фермерського господарства  
Об'єктом дослідження є фермерське господарство. 
Предметом дослідження є інтелектуальна система електропостачання 
фермерського господарства. 
Завдання дослідження. 
1. Проаналізувати технічну та економічну складову застосування 
технології Smart grid для електропостачання локального об'єкта на прикладі 
фермерського господарства. 
2. Розробити пропозиції щодо побудови інтелектуальної системи 
електропостачання фермерського господарства. 
Перший розділ присвячений аналізу літературних джерел щодо 
використання відновлюваних джерел енергії у фермерських сільських 
господарствах. Також розглянуто основні підходи щодо проектування 
інтелектуальних систем електропостачання. 
Другий розділ присвячений розробці інтелектуальної системи 
електропостачання, яка запропонована у «класичному» компонуванні, що 
складається з вітрогенератора, сонячних панелей, дизельної електричної 
установки, акумуляторного енергоблоку, контролера та інвертора. Детально 
розглянуто інформаційні технології управління системи електропостачання. 
Третій розділ присвячений техніко-економічному обґрунтуванню 
впровадження запропонованої інтелектуальної системи електропостачання. 
 
4 
Ключові слова: інтелектуальна система електропостачання, 
вітрогенератор, сонячна електростанція, дизель-генератор, фермерське 
господарство. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
ЗМІСТ 
 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ ................................................................................................................ 7 
ВСТУП ..................................................................................................................... 8 
РОЗДІЛ 1 ПРОБЛЕМИ СТВОРЕННЯ ТА ФАКТОРИ ЕФЕКТИВНОСТІ 
ІНТЕЛЕКТУАЛЬНИХ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ......................... 12 
1.1 Основні поняття та визначення інтелектуальних систем 
електропостачання ............................................................................................. 12 
1.2 Основні концептуальні положення інтелектуальних систем 
електропостачання ............................................................................................. 20 
1.3 Передумови виникнення інтелектуальних мереж .................................... 21 
1.4 Основні підходи до проектування інтелектуальних систем 
електропостачання ............................................................................................. 22 
1.5 Питання безпеки інтелектуальних систем електропостачання ............... 24 
1.6 Переваги використання технології Smart Grids ........................................ 26 
1.7 Висновки до розділу 1 ................................................................................. 28 
РОЗДІЛ 2 ПРОПОЗИЦІЇ ЩОДО ПОБУДОВИ ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ 
СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ФЕРМЕРСЬКОГО ГОСПОДАРСТВА
 ................................................................................................................................. 29 
2.1 Опис об'єкта електропостачання ................................................................ 29 
2.2 Зовнішнє електропостачання ...................................................................... 34 
2.3 Розробка методології застосування гібридних систем 
електропостачання фермерського господарства ............................................ 36 
2.4 Розробка структурної схеми гібридної електростанції та вибір 
генеруючих пристроїв ....................................................................................... 48 
2.4.1 Розрахунок та вибір фотоелементів ..................................................... 48 
6 
2.4.2 Вибір вітрогенератора ........................................................................... 53 
2.4.3 Розрахунок та вибір акумуляторного енергоблока ............................ 57 
2.4.4 Вибір блоку управління......................................................................... 59 
2.4.6 Вибір дизель-генераторної установки ................................................. 64 
2.5 Інтелектуальна система моніторингу......................................................... 67 
2.6 Висновки до розділу 2 ................................................................................. 85 
РОЗДІЛ 3 ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ПОБУДОВИ 
ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ 
ФЕРМЕРСЬКОГО ГОСПОДАРСТВА ................................................................ 86 
3.1 Техніко-економічний розрахунок .............................................................. 86 
3.2 Висновок до розділу 3 ................................................................................. 89 
ВИСНОВКИ ........................................................................................................... 90 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ ............................................................. 92 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
7 
ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І 
ТЕРМІНІВ 
 
АКБ – акумуляторна батарея 
АСКОЕ – автоматизована система комерційного обліку електроенергії 
АСУ ТП – автоматизована система управління технологічним процесом 
БАП – багатофункціональний автономний перетворювач 
ВДЕ – відновлювані джерела енергії  
ЕЕ – електрична енергія 
ІСЕ – інтелектуальна система електропостачання 
ІТ – інформаційна технологія 
ЛЕП – лінія електропередач  
MPPT  – (Maximum power point tracker) контролер спостереження за точкою 
максимальної потужності для зарядження батареї; 
ПАК – програмно-апаратний комплекс 
ФГ – фермерське господарство 
ФЕ – фотоелектричний елемент 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
8 
ВСТУП 
 
Актуальність дослідження. Інтелектуальні системи 
електропостачання надають користувачам інструменти для ефективної 
інтеграції генеруючих потужностей з метою зробити процес виробництва, 
передачі та споживання електричної енергії більш стабільним, надійним, 
децентралізованим [1]. Для цього залучаються інформаційні та цифрові 
технології без яких створення таких систем просто неможливо. 
На базі цифрових технологій створюються цифрові прилади 
телемеханічного контролю та управління, формуються інформаційні канали 
обміну даними, нові інтелектуальні блоки управління та контролю тощо. 
Проєктування, монтаж та експлуатація цифрових підстанцій є лише першим 
кроком у справі цифровізації енергооб'єктів та створення цифрових 
енергокомплексів. В даний час цифрові технології міцно займають своє місце 
у системах диспетчеризації, системах управління режимами 
електроспоживання. Набутий досвід експлуатації подібних систем 
обов'язково призведе до глобальнішого застосування цифрових технологій в 
енергосфері [2]. 
У багатьох регіонах України розвиваються малі сільські господарства – 
сільські (фермерські) господарства, фермера, які займаються 
сільськогосподарським виробництвом, малі сільськогосподарські товариства 
та об’єднання з чисельністю працівників менше 100 людей [2]. 
Особливістю забезпечення фермерських господарств електричною 
енергією є велика віддаленість об'єктів їхньої інфраструктури від існуючих 
мереж (понад три кілометри). Іноді споживачі електроенергії перебувають у 
важкодоступних місцях щодо ліній електропередач. При цьому 
електропостачання подібних об'єктів фермерського господарства (ФГ) буває 
мінімальним, що не дає суттєвого приросту корисного споживання 
електроенергії. Однак відсутність електропостачання значно ускладнює 
9 
функціонування об'єктів ФГ, знижує їх можливості та перешкоджає їх 
подальшому розвитку [4]. 
Для вирішення цієї проблеми можна піти двома напрямками [5]. 
Перший, провести до об'єкта лінію електропередачі (ЛЕП) від мережі. 
Другий – встановити власну електричну станцію. 
Розглянемо перший шлях вирішення проблеми. Будівництво нової лінії 
електропередач для забезпечення електропостачання ФГ викличе значне 
зростання тарифів на постачання електроенергії та підвищення кінцевої 
вартості за одиницю спожитої електроенергії. Крім до самого будівництва 
ЛЕП додаються операційні експлуатаційні витрати на її обслуговування, які 
також оплачуватиметься ФГ. Інакше проєкт просто не буде розглянутий та 
задоволений. Високі ціни на енергоресурси негативно позначаться на 
собівартості виробленої сільськогосподарської продукції [4]. 
Наступною проблемою, що виникає після прокладання нової ЛЕП до 
ФГ є перебої з подачею електроенергії. Причому несправності можуть 
виникнути як у центральній мережі, так і в лінії, що відходить до ФГ. Так як 
ФГ відносяться тільки до третьої групи електропостачання, то і відновлювати 
електропостачання ФГ будуть в останню чергу. У разі виникнення форс-
мажорних обставин, таких як обрив при сильному вітрі або снігопаді, 
крадіжка проводу тощо відновлення лінії електропостачання може тривати 
значний час [4]. 
Велика протяжність ЛЕП до ФГ негативно позначиться на якості 
електроенергії, що поставляється, адже чим довше провід, тим більше в 
ньому втрат, рівень напруги буде знижуватися і за певних обставин може 
опуститися нижче критичного значення. Через це можливі поломки 
електротехнічного обладнання. Крім великих втрат у ЛЕП до проблем 
електропостачання ФГ відносяться такі традиційні неприємності як перепади 
рівня (стрибки) напруги, завищений або занижений його рівень [6, 15]. 
Альтернативою першому шляху вирішення проблеми є застосування 
альтернативних джерел енергії – вітрогенератор, фотоелементи, дизельна 
10 
електростанція. Кожен із даних джерел пов'язаний і з електромережею ФГ і з 
блоком акумуляторів. Розподілом потоків електроенергії керує контролер. 
Коли є вітер, ЕЕ виробляє вітрогенератор. Коли закінчується вітер, 
електрична енергія виробляється сонячними панелями. Коли стає темно, в 
дію вступає дизельна установка. При її відключенні споживач отримує 
електроенергію, накопичену за час роботи потужностей, що генерують, в 
акумуляторних батареях [7]. 
Розвиток енергетичної галузі йде у напрямі вирішення двох основних 
проблем – підвищення надійності енергосистем та зниження шкідливого 
впливу господарської діяльності людини на навколишнє середовище. Що 
стосується фермерських господарств, для вирішення обох проблем можна 
застосувати різні альтернативні джерела енергії, що використовують 
відновлювані види енергії, такі як енергія вітру, сонця, припливів, 
термальних джерел. Для інтеграції цих нових джерел електроенергії в 
існуючі електричні мережі призначені технології Smart grid [4, 15]. 
Таким чином, розробка пропозицій щодо підвищення 
енергоефективності фермерського господарства за рахунок впровадження 
інтелектуальних систем електропостачання є актуальною задачею. 
Метою роботи є розробка пропозицій щодо побудови 
інтелектуальної системи електропостачання фермерського господарства.  
Об'єктом дослідження є фермерське господарство. 
Предметом дослідження є інтелектуальна система електропостачання 
фермерського господарства. 
Завдання дослідження. 
1. Проаналізувати технічну та економічну сторону застосування 
технології Smart grid для електропостачання локального об'єкта на прикладі 
фермерського господарства. 
2. Розробити пропозиції щодо побудови інтелектуальної системи 
електропостачання фермерського господарства. 
11 
Практична значущість роботи полягає у отриманні необхідних 
навичок та знань у галузі інтелектуальних систем електропостачання. 
Методи дослідження. При вирішенні поставлених завдань 
використовувалися методи статистичної обробки інформації, методи 
емпіричного дослідження. 
Новизна роботи полягає у рекомендаціях щодо застосування технології 
Smart grid для електропостачання фермерського господарства. 
Апробація роботи. Основні аспекти наукового дослідження 
магістерської роботи були обговорені на студентській науково-практичній 
конференції ЧДТУ, яка відбувалася 19-22 квітня 2022 р. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
12 
РОЗДІЛ 1 
ПРОБЛЕМИ СТВОРЕННЯ ТА ФАКТОРИ ЕФЕКТИВНОСТІ 
ІНТЕЛЕКТУАЛЬНИХ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ 
1.1 Основні поняття та визначення інтелектуальних систем 
електропостачання 
 
Інтелектуальні системи електропостачання (ІСЕ) асоціюються 
насамперед із використанням відновлюваних джерел електричної енергії 
(ВДЕ). Інтеграція ВДЕ у сучасне енергетичне господарство показано рис 1.1 
[3]. 
 
Рис. 1.1. Роль та місце ВДЕ у сучасному енергогосподарстві 
13 
Концепція використання фотоелектричної енергії. Найбільшого 
поширення на сьогоднішній день набула технологія отримання 
електроенергії від енергії сонця. На перший погляд сонячна енергія більш 
доступна, при цьому її об'єм набагато більший ніж енергії вітру [19]. Це 
пов'язано з тим, що без застосування високих сучасних технологій 
неможливо її перетворити на електричну. Перші комерційні електростанції 
почали виробляти електричну енергію з 1985 року. Вони з'явилися в США у 
штаті Каліфорнія. Перші побудовані у період із 1985 по 1990 рік сонячні 
електростанції сумарно виробляли 354 МВт електричної енергії [8]. 
Більшість з перших фотоелектричних станцій працюють і до сьогодні, що 
підтверджує можливість широкого використання фотоелектричних станцій, а 
також їх високу надійність і тривалий ресурс експлуатації. Значне зростання 
кількості побудованих сонячних електростанцій припадає вже на XXI 
століття. Починаючи приблизно з 2005 року, у багатьох країнах світу почали 
активно будуватися сонячні електростанції. Їхня встановлена потужність вже 
сягає близько 2 гігават, при цьому розвиток технології постійно підвищує 
коефіцієнт корисної дії фотоелектричних перетворювачів, а значить знижує 
собівартість виробленої електричної енергії. Для концентрації сонячної 
енергії у фотоелектричних перетворювачах застосовуються технології 
параболациліндричних колекторів, тарілок Стірлінга та центрального 
збираючого приймача. Розвиток комерційного сектора фотоелектричних 
станцій представлено на рис. 1.2. 
Як видно з рис. 1.2, вже до 2015 року Сполучені Штати Америки були 
випереджені багатьма країнами, серед яких Іспанія, Ізраїль, Об'єднані 
Арабські Емірати, Китай [9]. 
 
14 
 
Рис. 1.2. Розвиток комерційного сектора фотоелектричних станцій 
 
Концепція використання вітряної енергії. Щоб найкраще використати 
вітряну енергію, важливо досконало розуміти добові та сезонні зміни вітру, 
зміну швидкості вітру в залежності від висоти над поверхнею землі, кількість 
поривів вітру за короткі відрізки часу, а також статистичні дані хоча б за 
останні 20 років. 
Енергія вітру використовується людством віддавна. Одним з 
найперших винаходів використання вітру було вітрило десь у п’ятому 
тисячолітті до н.е. У першому столітті до нашої ери давньогрецький вчений 
Герон Александрійський винайшов вітряк, який керував органом [10]. 
Вітряні млини для переробки зерна винайдені ще у середньовіччі. 
Вважається, що перші вітряки були збудовані в Сістані, десь між сучасним 
Іраном та Афганістаном, між дев’ятим та сьомим століттями до н.е. Вони 
15 
мали вертикальну вісь, від шести до дванадцяти крил з полотна або очерету 
та використовувались як млини та помпи для води. 
В останні роки енергія вітру все більше використовується для 
одержання електроенергії. Створюються вітряки великої потужності і 
встановлюються на місцевості, де дмуть часті й сильні вітри. Кількість і 
якість таких двигунів зростає щорічно, налагоджене серійне виробництво. 
Згідно звіту Світової вітроенергетичної асоціації потужність енергії 
вітру у світі сягнула 336 327 MВт на кінець червня 2014 р., з них 17 613 MВт 
були додані у першій половині 2014 р. Таке зростання було суттєвим у 
першій половині 2013 р. та у 2012 р., коли були додані відповідно 13,9 ГВт та 
16,4 ГВт. Загальна встановлена потужність енергії вітру на середину 2014 р. 
складає близько 4% світової потреби в електроенергії. Світова потужність 
енергії вітру зросла на 5,5% протягом шести місяців (після 5% у такий же 
період 2013 р. та 7,3 % у 2012 р.) та на 13,5 % в розрахунку на рік (середина 
2014 р. у порівнянні з серединою 2013 р.). Для порівняння річні темпи 
зростання у 2013 р. були нижчими на 12,8 % [10]. 
Причини позитивного розвитку світових ринків вітроенергетики, 
безумовно, включають економічні переваги енергії вітру та її зростаючу 
конкурентоспроможність по відношенню до інших джерел електроенергії, а 
також гостру необхідність реалізації технологій без викидів з метою 
пом'якшення наслідків зміни клімату та забруднення повітря. 
Провідні ринки вітроенергетики у 2014 р.: Китай, Німеччина, Бразилія, 
Індія та США 
П’ять традиційних країн вітроенергетики – Китай, США, Німеччина, 
Іспанія та Індія – разом представляють 72% світової потужності 
вітроенергетики. Що стосується нових доданих потужностей, частка Великої 
п’ятірки збільшилася з 57% до 62%. 
Китайський ринок продемонстрував дуже високу ефективність та додав 
7,1 ГВт, що значно більше, ніж у попередні роки. Китай досяг загальної 
потужності вітроенергетики у 98 ГВт у червні 2014 р. і перетнув на сьогодні 
16 
позначку у 100 ГВт. Німеччина також показала хороші результати, додавши 
1,8 ГВт за першу половину року. Цей новий рекорд без сумніву відображає 
очікування змін у законодавстві з вітроенергетики, що може призвести до 
сповільнення німецького ринку у найближчі роки [10]. 
Бразилія вперше увійшла до групи лідерів, ставши третім за розміром 
ринком нових вітротурбін  з новими потужностями у 1,3 ГВт, що складає 7% 
обсягів продажу нових вітротурбін. При цьому Бразилія змогла розширити 
своє безперечне лідерство в Латинській Америці. 
Індія зберегла свої позиції другого номеру в Азії та п’ятого у світі з 
показником у 1,1 ГВт нових потужностей вітроенергетики. 
Ринок США після свого розвалу у 2013 р. продемонстрував потужні 
ознаки відновлення, маючи розмір ринку 835 МВт, трохи випереджаючи 
Канаду (723 МВт), Австралію (699 МВт) та Великобританію, яка наполовину 
зменшила розмір свого ринку та встановила у першій половині 2014 р. 649 
МВт [10]. 
Ринок Іспанії нічого не додав до загального зростання у 2014 р., 
оскільки на ньому відбувається фактичний застій, встановлено лише 0,1 МВт 
нових потужностей у першій половині 2014 р. 
У 2013 р. чотири країни встановили більше 1 ГВт кожна у першій 
половині 2014 р.: Китай (7,1 ГВт нових доданих потужностей), Німеччина 
(1,8 ГВт), Бразилія (1,3 ГВт) та Індія (1,1 ГВт). 
Перша десятка вітроенергетичних країн демонструє однакову картину 
у першій половині 2014 р., хоча й з трохи підвищеною ефективністю. П’ять 
країн працювали краще ніж у 2013 р.: Китай, США, Німеччина, Франція та 
Канада. У п’яти країнах відбувся спад ринку: Іспанія, Великобританія, Італія, 
Данія та, у меншій мірі, Індія. В Іспанії та Італії практично повне затишшя, 
там було встановлено лише відповідно 0,1 МВт та 30 МВт нових 
потужностей. Польща тепер входить до переліку перших 15 країн за 
встановленими потужностями, тоді як Японія вибула з цього переліку. 
17 
Великобританія та Німеччина в найближчий час планують стати 
лідерами розвитку вітроенергетики, розміщуючи вітроелектростанції у морі. 
Існуючі на сьогоднішній день в Україні потужності вітрових 
електростанцій перевищують 51 МВт, а з моменту, коли запрацювала перша 
вітчизняна вітрова електростанція, вироблено понад 80 млн кВт·год. 
електроенергії. За оцінками фахівців, загальна потенційна потужність 
української вітроенергетики становить 5000 МВт [10]. Узбережжя Чорного та 
Азовського морів, гористі райони Кримського півострова (особливо північно-
східне узбережжя) і Карпат, Одеська, Херсонська, Запорізька, Донецька, 
Луганська і Миколаївська області найбільш підходять для будівництва 
вітрових електростанцій. Тільки потенціал Криму достатній для виробництва 
більш ніж 40 млрд кВт·год. електроенергії щороку. 
Підраховано, що за нинішнього рівня розвитку вітроенергетики 
спорудження у «вітряних» регіонах України вітрових електростанцій (ВЕС) 
дозволило б покрити ледве не третину [10] потреби електроенергії, яку ми 
споживаємо. Із технічної точки зору вітрова електроенергетика на сьогодні 
вже впритул наблизилася до традиційної: на сучасних вітрових турбінах 
коефіцієнт використання встановленої потужності сягає 42 відсотків [10]. Це 
майже стільки, як на турбінах поширених нині теплових електростанцій. 
У 2006 році Херсонська облдержадміністрація (ОДА) передала 
недобудовану Сиваську ВЕС в концесію ТОВ “Сивашенергопром” до 2055 
року. У 2011 році “Сивашенергопром” уклав договір оренди земельних 
ділянок площею 12 га, що знаходяться під концесійної ВЕС, і 1,3 тис. Га, 
призначених для будівництва нових вітряних і сонячних генеруючих 
потужностей [11]. 
В 2012 році на базі Краматорського заводу важкого 
верстатобудування було налагоджено виробництво перших вітрогенераторів 
мегаватного класу [12]. Головним замовником «Фунлендер Віндтехнолоджі», 
на 2012 рік, є ТОВ «Управляюча компанія «Вітропарки України», яка 
планувала побудувати в 2013 році 125,5 МВт вітроенергетичних 
18 
потужностей. За словами генерального директора компанії Владислава 
Єременка, планується будівництво Сакського вітропарку на 12,5 МВт та 
Східно-Кримської ВЕС на 100 МВт, розширення потужностей Новоазовської 
ВЕС на 5 МВт, а також встановити дві 2,5 МВт вітроустановки та однієї 3 
МВт турбіни на Краматорській ВЕС. 
В 2012 році на стадії проектування перебували 600 МВт потужностей 
та в перспективній розробці близько 1,5 ГВт. Проектами управляючої 
компанії є «Вітровий парк «Степовий», який планує будівництво 
однойменної ВЕС потужністю до 100 МВт, «Вітровий парк «Сакський» – 
будівництво Зольнінської ВЕС потужністю до 12,5 МВт (також в планах 
компанії – будівництво Присиваської ВЕС в Радянському районі потужністю 
25 МВт), «Вітровий парк «Керченський» – будівництво Останінської та 
Східно-Кримської ВЕС потужністю до 25 МВт і 100 МВт відповідно. Крім 
цього, в планах й 25 МВт Краснодонської ВЕС в Луганській області та 150 
МВт Краматорської ВЕС в Донецькій області. В експлуатації 57,5 МВт 
вітропарку «Новоазовський» і 37,5 МВт «Очаківського» та «Березанського» 
[11]. 
Бачимо, що в Україні та світі розвиваються ВДЕ, тому виникає потреба 
в управлінні їхньою роботою, як автономно, так і у складі деякої системи 
електропостачання. Системи, які призначені для управління ВДЕ, назвали 
розумними або інтелектуальними мережами, а в англомовному варіанті Smart 
grids. 
Концепція використання Smart Grids [4]. Масова згадка про розумні 
електромережі припадає на 2002 рік. В даний час існує кілька назв цього 
перспективного напряму розвитку енергетики: 
- розумна мережа; 
- сильна мережа; 
- інтелектуальна мережа; 
- активно-адаптивна мережа. 
19 
У загальному вигляді їх можна надати таке визначення. «Це комплекс 
технічних засобів, які в автоматичному режимі виявляють найбільш слабкі та 
аварійно-небезпечні ділянки мережі, а потім змінюють її характеристики та 
схему з метою запобігання поломці та зниженню втрат. 
Тобто дана система має володіти функціями самодіагностики та 
самовідновлення та використовувати передові технології для підвищення 
ефективності передачі та розподілу енергії. Виходячи з цього, поняття Smart 
grids включає швидкозростаючий комплекс процесів, пристроїв і додатків, 
покликаних створити електронні комунікації нового покоління. Можливості 
широкої інтеграції цифрових технологій, мережі інформаційних потоків для 
контролю над процесами та системами є ключовими складниками розробки 
розумних мереж. 
Найповнішим визначенням Smart grids, на мою думку, є таке: це 
електричні мережі, які здатні об'єднувати діяльність усіх залучених учасників 
(виробників, споживачів та обидві функції суб'єктів) для забезпечення 
стійкості, економічності та надійності постачання електроенергії. Smart grids 
застосовують інформаційні та комунікаційні технології для збору даних про 
генерування та використання електроенергії та дозволяють автоматично 
підвищувати економічну вигоду [4]. 
Узагальнюючи визначення розумної електромережі, можна сформувати 
таке визначення – високорозвинена технологічна система, що об'єднує в собі 
всіх учасників енергетичного ринку і функціонує за законами цього ринку з 
мінімальною участю людини [2]. 
Сьогодні електричні мережі Smart grid в Україні представлені як 
активні мережі, що самоналаштовуються, які можна відрізнити за 
характерними ознаками [4]: 
- насиченість системи активними елементами, спеціалізованими на 
зміні структури мережі; 
- великий обсяг вимірювальних пристроїв; 
- присутність системи впливу на активні елементи системи; 
20 
- наявність автоматизованого способу збору, передачі та обробки 
даних. 
Повна автоматизація – це рішення автоматизації опитування 
контрольного устаткування, а й забезпечення інформаційної трансляції між 
компонентами приладів енергообліку, до того ж оперативної обробки 
відомостей про енергоспоживання. Це призвело до вдосконалення 
автоматизованих систем комерційного обліку електроенергії (АСКОЕ), які 
призначені для вирішення цих проблем. 
 
1.2 Основні концептуальні положення інтелектуальних систем 
електропостачання 
 
Поява інтелектуальних систем електропостачання відбулася завдяки 
науково-технічному прогресу, який зробив технології отримання електричної 
енергії від сонячних променів та сили вітру доступними широкому колу 
споживачів. Найбільш економічно вигідними з точки зору собівартості 
виробленої ЕЕ є середні за потужністю вітроелектростанції та 
фотоелектричні станції. Невеликі побутові вітряки та сонячні панелі, що 
виробляють до 10 кВт електроенергії на добу, найбільш актуальні для місць, 
де немає доступу до стандартних електричних мереж, а розглядати їх як 
альтернативу єдиному енергогосподарству не варто [2]. Середня за 
потужністю електростанція може встановлюватися для власних потреб 
невеликих організацій або приватних домоволодінь, у випадку необхідності 
виробництва додаткового об’єму електроенергії. Поява надлишку 
електроенергії, що виробляється приватними генеруючими потужностями, 
поставила питання про їх співпрацю з традиційними електричними 
мережами. Якщо спочатку йшлося лише про зміну тарифної політики та 
наданих потужностей, то з розвитком електронної та комп'ютерної техніки 
співпраця стала повноцінною та двоспрямованою. Головним стало те, що 
приватні виробники електричної енергії отримали можливості її продажу 
21 
через традиційні електричні мережі. І ця подія безумовно кардинально 
змінила весь устрій, що склався в електроенергетичній галузі. Розроблені 
технології взаємодії одержали назву «інтелектуальні мережі» або в 
англійській транскрипції Smart grids [13]. 
Розглянемо їх основну відмінність від традиційного підходу при 
взаємодії постачальника та споживача електричної енергії [14]: 
− тісна взаємодія силових та мережевих (провідна та безпровідна 
передача інформації) технологій; 
− підвищення надійності електричних мереж для кінцевого споживача, 
за рахунок більш своєчасного і, головне, «правильного» втручання в роботу 
системи; 
− спільний розвиток енергозберігаючих технологій; 
− вдосконалення систем автономного електропостачання; 
− перерозподіл фінансових потоків, у тому числі зміна функцій 
енергокомпаній, коригування плану розвитку енергетичних систем у бік 
більшої присутності в ній, а значить їх будівництва та введення в 
експлуатацію) автономних генеруючих потужностей. 
Безумовно, така спільна взаємодія є дуже складною. Щоб врахувати 
інтереси всіх учасників енергетичного ринку, необхідно зробити велику 
роботу абсолютно на всіх рівнях, починаючи від єдиного центру управління 
енергосистемою держави і закінчуючи кінцевими споживачами (будинки, 
приватні господарства, підприємства тощо). Таким чином, має бути створено 
не лише елементну базу, а й інформаційні технології за допомогою яких 
реалізовувалися б нові закони управління роботою енергомережі. 
 
1.3 Передумови виникнення інтелектуальних мереж 
 
Як вже було сказано вище, основними передумовами виникнення 
інтелектуальних мереж є з одного боку розвиток та застосування автономних 
22 
генераторів електричної енергії, а з іншого боку бажання їх власників 
заробити на продажу ЕЕ. Оскільки, більше половини автономних генераторів 
використовують у своїй роботі енергію Сонця або Вітру, то мова йде про 
альтернативні або відновлювані джерела енергії. Таким чином, поява 
інтелектуальних мереж не тільки розвиває енергетику, а й дозволяє 
економити відновлювані джерела енергії, наприклад, вуглеводневе паливо. 
Поява відносно невеликих генеруючих потужностей, значно впливає на 
топологію електричних мереж [8]. У межах держави, топологія електромереж 
спрямована на передачу електричної енергії з точки її виробництва в точку її 
споживання, утворюючи єдину енергосистему, завдяки якій електрична 
енергія з однієї точки в другу може потрапити по кількох шляхах, тим самим 
багаторазово підвищуючи надійність електропостачання. Поява великої 
кількості автономних джерел генеруючих потужностей, безсумнівно вносить 
великі зміни в існуючі електричні мережі, доповнюючи її великою кількістю 
локальних мереж (наприклад, кілька населених пунктів можуть побудувати 
одну на всіх сонячну електростанцію і за рахунок неї вирішити свої 
проблеми з електропостачання). Єдиний центр вже не зможе керувати 
роботою таких локальних ділянок електричних мереж, тому необхідний 
новий механізм, який би взяв на себе функції управління. Причому він 
повинен робити це без участі людини. Тільки в цьому випадку використання 
автономних джерел енергії може принести справді високий економічний 
ефект від їх застосування. 
 
1.4 Основні підходи до проектування інтелектуальних систем 
електропостачання 
 
Основним підходом проектування інтелектуальних систем 
електропостачання можна назвати наступне: «Використовуючи все 
найкраще, що було в традиційних електричних мережах (надійність, 
взаємозамінність), доповнити їх новими технологіями (Smart grid, сонячні та 
23 
вітроелектростанції) і отримати нову, сучасну енергосистему всіх її 
учасників. Якби постійно був вітер, світило сонце ресурс акумуляторних 
батарей був дуже значним, то можливо і інтелектуальні мережі виглядали б 
простіше [15]. 
Управління виробництвом електричної енергії полягає в наступному: 
− забезпечити таке розташування вітряного колеса у просторі, щоб воно 
оберталося з максимальною частотою; 
− забезпечити такий нахил сонячних панелей, щоб їхня орієнтація на 
сонце створювала максимальний ККД фотоелементів; 
− забезпечити максимальний зарядження буферних ємнісних 
накопичувачів енергії тощо. 
Управління споживанням електричної енергії полягає в наступному [2]: 
− вибір каналу передачі ЕЕ; 
− підключення споживача до джерела електроенергії (вітряк, сонячна 
панель, бензогенератор, традиційна електромережа), використання 
якого в даний момент забезпечує мінімальні втрати електроенергії; 
− вибирати момент включення постійних електроприймачів 
(електронагрівач, насос тощо) залежно від часу доби, піків 
навантаження для оптимізації завантаження генераторів; 
− підключення ємнісного накопичувача енергії, якщо потужності 
основного джерела енергії буде недостатньо тощо. 
У разі аварійної ситуації управляючі елементи мережі повинні 
своєчасно відключати аварійний ділянку від локальної електричної мережі, 
цим виключаючи її ушкодження, а живлення споживача переводити на інше 
джерело енергії [2]. 
Без тісного «спілкуванням» між споживачем та постачальником 
електричної енергії, для виконання перерахованих функцій не обійтися. 
Також для роботи інтелектуальної системи електропостачання, потрібні 
лічильники електричної енергії, датчики струму та напруги з можливістю 
передачі інформація онлайн та офлайн, необхідно встановлювати 
24 
перемикаючі пристрої з можливістю дистанційного керування, і головне, 
звичайно, це центр обробки інформації (комп'ютер) із записаними 
керуючими програмами. 
Згідно з аналізом міжнародної дослідницької групи Gartner, основними 
технологічними трендами застосування ІТ в енергетиці є: 
− орієнтація ІТ-постачальників на формування доданої вартості для 
клієнтів; 
− системи аналізу та прийняття рішень; 
− веб-сервіси та Web 2.0; 
− мобільні технології; 
− надання бізнес-додатків як сервісів; 
− інфраструктура інтелектуальних лічильників; 
− єдине управління інформацією у масштабах всього підприємства. 
Тільки завдяки цьому, як свідчить досвід США, Канади, Японії та 
європейських країн можна заощадити 10–20% енергоресурсів [9]. 
Майже кожен кінцевий споживач знайде собі користь від застосування 
інтелектуальних систем електропостачання. Наприклад, якщо це невелике 
підприємство, то керівництво отримує інструмент безперервного контролю 
за витратою електроенергії (перевитрата енергії, крадіжка тощо), а 
статистика за добовими витратами дозволить скоротити витрати на 
електроенергію. Якщо це приватне домоволодіння, автоматизується процес 
передачі даних з електролічильника до мережевої компанії, що дуже зручно 
при використанні кількох тарифів [14]. 
 
1.5 Питання безпеки інтелектуальних систем електропостачання 
 
Поява в енергетиці інтелектуальних систем електропостачання принесе 
не тільки позитивні моменти, а і поставить перед галуззю нові завдання. 
25 
Одне з таких дуже важливих завдань – забезпечення інформаційної безпеки 
та стійкості. 
Вже з появою першого такого приладу, а саме інтелектуального 
лічильника електроенергії, який лише передає показання від точки установки 
до диспетчерської, виникли питання точності та достовірності одержуваної 
інформації [14]. Будь-який збій призводить до виникнення конфліктної 
ситуації, для врегулювання якої потрібно витратити значні зусилля обох 
сторін конфлікту. Адже крім передачі інформації, її ще потрібно обробити, 
зберігати, передавати інформацію клієнтам і до вищих інстанцій і так далі. 
На кожному етапі існує можливість порушення безпеки інформаційних дій, а 
отже, і стоїть питання про захист інформації. Якщо раніше до масштабної 
комп'ютеризації, наприклад, показання лічильників передавалися у 
паперовому вигляді в ящик для збору даних і нам було достатньо не 
допустити проникнення в ящик сторонніх осіб для збереження інформації, то 
з передачею показань лічильника через Інтернет, питання захисту інформації 
багаторазово ускладнилися. 
Інтеграція ІТ-рішень до автоматизованих систем управління 
технологічним процесом (АСУ ТП) призвела до того, що промислові 
системи, які здавалися до цього безпечними, опинилися під загрозою 
цілеспрямованих кібератак. Інциденти з використанням спеціалізованих 
вірусів, таких як Stuxnet, Flame, BlackEnergy, знайдених на комп'ютерах 
великих промислових систем вже кілька років є однією з обговорюваних тем 
на заходах, присвячених інформаційній безпеці. Багато компаній, що 
надають засоби захисту інформації, аудит безпеки, розслідування інцидентів, 
відкриває для себе новий ринок промислової кібербезпеки. Експерти також 
визнають, що ризики цілеспрямованих атак на АСУ ТП критично важливих 
об'єктів промисловості зростають з кожним роком [13]. 
Приватні споживачі електроенергії, які використовують технології 
інтелектуальних систем, в першу чергу, звичайно піклуються про безпеку їх 
персональних даних та точність нарахування абонентської плати. Це 
26 
звичайно важливо, але не завдасть шкоди електромережам у разі витоку 
персональних даних у інтернет мережу або не точності даних про 
нарахування. Набагато серйозніша інформаційна безпека позначається на 
вищому рівні, на якому можна керувати роботою електричної підстанції, 
внаслідок чого може статися аварія вже зі значними економічними збитками. 
Подаючи правильні цифри витрати енергії, можна замаскувати велике 
розкрадання електроенергії тощо [14]. 
Для інформаційної безпеки таких систем розвивається стандарт МЕК 
61850, що регламентує обмін даними між елементами підстанцій. У задачах, 
пов'язаних із забезпеченням безпеки інформаційного обміну, стандарт 
надсилається до документа МЕК 62351, який у свою чергу описує механізми 
захисту, зокрема таких протоколів, як МЕК 60870-5, МЕК 61850-8-1 
(GOOSE). Але незважаючи на наявність захищених протоколів, багато 
АСКОЕ використовують небезпечні протоколи мережевого обміну польових 
пристроїв: або ModBus, або пропрієтарні протоколи на основі ModBus від 
виробників електролічильників [5]. 
З огляду на іншу специфіку цієї проблеми, більш детально 
інформаційна безпека не розглядатиметься у цій роботі. 
 
1.6 Переваги використання технології Smart Grids 
 
Компанія постачальник електроенергії від створення на території 
фермерського господарства технології Smart grid отримає можливі переваги, 
а саме [15]: 
− зниження витрат енергоресурсів; 
− зниження прострочок платежів та повноти платежів за спожиту 
електричну енергію; 
− керування нерівномірністю споживання електричного 
навантаження; 
27 
− збільшення якості інтеграції електростанцій поновлюваної та 
розподіленої генерації до енергосистеми; 
− підвищення стійкості функціонування енергосистеми у разі 
виникнення нештатних ситуацій, таких як вихід з ладу одного з 
генеруючих пристроїв, замикання в контурі, що викликало 
несправність частини електроустаткування; 
− підвищення наочності роботи об'єктів мережевої інфраструктури. 
Фермерське підприємство від впровадження на своїй території системи 
Smart grid матиме наступні переваги: 
- комп'ютеризована мережа генерації, постачання та споживання 
електроресурсів – мінімальний вплив людини на процеси, що 
відбуваються в енергосистемі; 
- отримання максимальної інформації про згенеровану та передану 
електроенергію в будь-якому контексті: ефективності, втрат або 
економічної вигоди; 
- підвищення надійності електропостачання за рахунок забезпечення 
прихованого від споживача переведення навантаження на іншу 
генеруючу потужність при відмові головного живлення. Використання 
резервних ліній живлення підвищує безперебійність подачі 
електроенергії, що знижує можливість його виходу з ладу при стрибку 
пускового струму; 
- підвищення «ефективності» мережі в цілому завдяки зменшенню втрат 
у ЛЕП та більш оптимізованого розподілу навантаження, обираючи для 
великих електроприймачів ефективні (меншої довжини) маршрути 
підключення; 
- реалізація сучасного інтерфейсу обміну інформацією споживачів 
енергії із її постачальниками; 
- збільшення якості енергоресурсів; 
- ймовірність для споживача бути рівноцінним учасником енергетичного 
ринку; 
28 
- розширені можливості для споживачів щодо регулювання 
енергоспоживання та зменшення рівня платежів за спожиті 
енергоресурси від зовнішнього електропостачання. 
 
1.7 Висновки до розділу 1 
 
Аналіз інформаційних джерел показав, що в даний час використання 
відновлюваних джерел енергії в умовах фермерських господарств практично 
відсутній. Ці сільськогосподарські підприємства змушені використовувати 
найпоширеніші способи одержання електричної енергії. Використовують в 
основному енергію сонця в якості джерела для нагрівання води, також у 
деяких випадках відсутнє використання холодильників та морозильних камер 
для зберігання виробленої продукції або для охолодження молока. А при 
пасовищному утриманні великої рогатої худоби життєдіяльність 
фермерських підприємств може протікати без будь-якого енергопостачання, 
при цьому використання технологічних машин для прискорення виконання 
технологічних процесів неможливе. Тому розвиток альтернативних 
технологій отримання електроенергії має значення для фермерських 
господарств. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
29 
РОЗДІЛ 2 
ПРОПОЗИЦІЇ ЩОДО ПОБУДОВИ ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ СИСТЕМИ 
ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ФЕРМЕРСЬКОГО ГОСПОДАРСТВА 
 
2.1 Опис об'єкта електропостачання 
 
У моїй роботі об'єктом електропостачання є фермерське господарство. 
Споживачі електроенергії змішані – це і житлові приміщення (табл.. 2.1, рис. 
2.1), а також виробничо-складські приміщення (табл. 2.2, рис. 2.2). 
 
Таблиця 2.1 
Навантаження основних електроспоживачів житлових (побутових) 
приміщень 
Сумарна 
Назва Номінальна Тривалість 
Кількість, потужність, часу потужність Витрата 
електроприймача шт роботи, одночасної енергії 
кВт год роботи, за добу 
кВт 
1 2 3 4 5 6 
Холодильник Indesit 
DF6181X, 295 л 1 0,13 7 0,13 0,91 
Освітлення 
світильниками з 
енергозберігаючими 3 0,039 9 0,09 1,1 
лампами 
Освітлення 
світильниками з 
енергозберігаючими 3 0,012 11 0,05 0,54 
лампами 
З травня 
Кондиціонер Ballu по 
BSD-07 HN1 1 1.6 вересень, 1,6 6,4 
по 4 год. 
30 
Продовж. табл.. 2.1 
1 2 3 4 5 6 
Зарядний пристрій 
для акумулятора 1 0,22 5 0,22 1,1 
Насос 
занурювальний 1 0,35 Вдень /1,5 
год. 0,35 0,53 
Освітлення 
території перед 
будинком – 
світлодіодним 2 0,06 10 0,12 1,2 
вуличним 
світильником 
Разом 
Споживання середньодобове 2,56 11,78 
З них за зимовий період 0,91 4,87 
 
 
Рис. 2.1. Розподіл споживання електроенергії побутовими споживачами 
протягом доби: а) взимку; б) влітку 
31 
Таблиця 2.2 
Навантаження основних електроспоживачів виробничо-складських 
приміщень  
Сумарна 
Назва Кількість, Номінальна Тривалість 
часу потужність Витрата 
електроприймача шт потужність, роботи, одночасної енергії 
кВт год роботи, за добу 
кВт 
Обігрівач 2 4 листопад-
квітень/24 8 192 
Кормороздавальник 9 0,7 не разом 2,8 67,2 
Автоматична 
напувалка 1 1,6 24 1,6 38,4 
Доїльні установки 1 3,2 6 0,8 19,2 
Холодильні 
установки для 2 0,3 24 0,6 14,4 
зберігання молока 
Система вентиляції 2 0,7 24 1,4 33,6 
Установка 
бактерицидного 1 0,1 24 0,1 2,4 
знезараження 
Насос дренажний 1 2,8 6 0,7 2,8 
Дробарка 1 1,8 вдень/1 1,8 1,8 
М'ясорубка 1 2,2 вдень /1 2,2 2,2 
Змішувач 1 2 вдень /1 2 2 
Гранулятор 
комбікорму 1 2,5 вдень /1 2,5 2,5 
Насос 
свердлильний 1 5,5 вдень /1,5 5,5 8,25 
Інкубаційні апарати 8 0,3 Зимовий 
час/24 2,4 57,6 
Освітлення 
інкубатора 2 0,4 12 0,8 9,6 
Освітлення 
основного 
тваринницького 20 0,2 12 1,5-2,0 48 
корпусу 
Разом    32,4 501,95 
32 
 
Рис. 2.2. Розподіл споживання електроенергії виробничо-складських 
приміщень: 1 – влітку; 2 – взимку 
 
Результати аналізу основних електричних навантажень за основними 
характеристиками зведено у табл. 2.3. 
 
Таблиця 3 
Результати аналізу графіків електричних навантажень 
Фермерське господарство 
Показник Побутові споживачі Виробничо-складські 
приміщення 
Літо Зима Весна/літо Осінь/зима 
1 2 3 4 5 
1. Максимальний 
діапазон зміни 
навантаження DPп, 1,0 0,75 3,5 3,5 
кВт 
2. Межі зміни 
навантажень 2,4 1,0 5,5 5,5 
DPмакс, кВт 
3. Коефіцієнт 
нерівномірності, a 0,1 0,25 0,63 0,76 
 
33 
Продовж. табл.. 2.3 
1 2 3 4 5 
5. Коефіцієнт 
заповнення, b 0,18 0,21 0,69 0,86 
6. Напівникові 
межі зміни 
навантажень 0,75 1,55 3 3 
DPпп, кВт  
7. Тривалість 
пікового 
навантаження, 3504 5475 
Тмакс, год 
8. Величина 
граничної 
потужності, що 
резервується для 0,5 8 
споживачів 
підвищеної 
надійності, кВт  
 
Показники, представлені у таблиці 2.3, свідчать про достатню 
рівномірність добового завантаження виробничо-складських споживачів. 
Також дані таблиці 2.3 будуть надалі використані для розрахунку та підбору 
елементів інтелектуальної системи електропостачання. 
Фермерські господарства за надійністю електропостачання відносяться 
до споживачів III категорії, що погано, оскільки тривала відсутність 
електричної енергії негативно позначається на зберіганні молочних 
продуктів та опаленні у зимовий час. 
 
 
 
 
34 
2.2 Зовнішнє електропостачання 
 
За родом струму у всіх будівлях виробничого фермерського 
господарства використовуються споживачі, які працюють від лінії напруги 
змінного струму. 
Підключення комплектної трансформаторної підстанції до діючих 
електричних ліній 10 кВ виконано алюмінієвими неізольованими проводами. 
На стороні низької напруги використані самонесучі ізольовані проводи. Для 
захисту від імпульсних перенапруг, викликаних атмосферними явищами на 
комплектній трансформаторній підстанції розташовані зі сторони високої 
напруги вентильні розрядники 10 кВ, а низької напруги – вентильні 
розрядники 0,4 кВ. Вхідні та вихідні лінії розподільних пристроїв високої та 
низької напруги захищені високовольтними запобіжниками. 
Для захисту обладнання підстанції від можливих аварійних режимів 
роботи (коротке замикання, перевантаження) РУНН оснащено на стороні 
0,38 кВ автоматичними вимикачами зі струмовим реле в нульовому проводі 
та плавкими запобіжниками. Для повного відключення навантаження 
передбачено роз’єднувач. 
У РУНН також знаходиться обладнання для керування вуличним 
освітленням – контактор, керований сигналом від фотодатчика. Також 
передбачається можливість примусового увімкнення освітлення повітряним 
автоматом. 
Так як фермерське господарство значно віддалено від діючої лінії 10 
кВ, доцільно використовувати власну КТП. Альтернативою є розміщення 
комплектної стовпової підстанції – реалізація транзитної схеми підключення. 
Транзитна схема передбачає приєднання однофазних трансформаторів для 
електропостачання невеликих господарств. До однофазної мережі крім 
однофазних навантажень можна підключати трифазні, наприклад, асинхронні 
електродвигуни за спеціальними схемами приєднання. Дана схема є 
35 
трифазно-однофазною системою розподілу електроенергії в сільській 
місцевості. 
Система електропостачання споживачів у сільській місцевості без 
будівництва ПЛ 0,38 кВ ефективніша і для електрифікації фермерських 
господарств у тому числі. 
Організація електрифікації фермерського господарства включає три 
стадії: проектування, будівельно-монтажні роботи та технічна експлуатація 
електроустановок. 
При оптимізації зовнішнього електропостачання виявляють області 
поєднань електричних навантажень господарства та його віддаленості від 
джерела живлення, розглядаючи кілька варіантів приєднання до електричної 
мережі, з яких вибирається оптимальний: 
- приєднання до кінця або магістралі діючої ПЛ 0,38 кВ, яка проходить 
по населеному пункту; 
- приєднання через окремо побудовану ПЛ 0,38 кВ, що запитується від 
діючої ТП 10/0,4 кВ без заміни або із заміною трансформатора на 
більшу потужність; 
- приєднання через побудовані ТП 10/0,4 кВ та ПЛ 10 кВ (можна за 
змішаною трифазно-однофазною системою розподілу енергії, 
розглянутою вище), підключену до діючої ПЛ 10 кВ, найбільш близько 
розташованої до фермерського господарства або власних земельних 
угідь [16]. 
 
 
 
 
 
 
 
36 
2.3 Розробка методології застосування гібридних систем 
електропостачання фермерського господарства 
 
Енергетичні можливості електростанції на фотоелементах 
оцінюються формулою 
 
P GT
CФЕУ = Pном.CФЕУ ⋅ fCФЕУ ⋅ ⋅ 1+α р (ТС +Тн.у ) ,  
Gн.у
 
де Pном.CФЕУ  – номінальна кількість електроенергії, що виробляється 
фотоелементами; 
fCФЕУ  – поправочний коефіцієнт, що враховує зниження кількості 
електроенергії без застосування буферного ємнісного накопичувача 
енергії [7]; 
GT  – кількість сонячної енергії, що досягла поверхні фотоелементів, 
Вт/м2; 
Gн.у  – кількість сонячної енергії, що досягла поверхні фотоелементів в 
ідеальних умовах. У розрахунках можна прийняти Gн.у = 1000 Вт/м2; 
ТС  – температура фотоелементів у момент виробництва ЕЕ, ºС [7]; 
α р  – коефіцієнт, що враховує вплив температури на коефіцієнт 
корисної дії фотоелементів, ºС-1; 
Тн.у  – температура, до якої нагріваються фотоелементи. У розрахунках 
приймаємо Тн.у =25 ºС. 
Кількість електроенергії, що виробляється фотоелектричною станцією 
 
ЕCФЕУ = РCФЕУ ⋅ tcoн ,  
 
37 
При використанні буферного накопичувача енергії вихідна потужність 
фотоелектричної станції зменшується на величину втрат у накопичувачі 
 
P ЕCФЕУ
ном.CФЕУ = ,  
кCФЕУ ⋅ tпік.осв ⋅ 1+α р (ТС +Тн.у )
 
де tпік.осв  – освітленість поверхні фотоелементів у години пік; 
кCФЕУ  – сумарний коефіцієнт втрат на всьому шляху прямування 
електроенергії до споживача. 
 
t GT
пік.осв = ⋅ t
G сон , 
н.у
 
де tсон  – тривалість світлового дня, год [16]. 
 
кCФЕУ = fCФЕУ ⋅ηзп ⋅ηакб ,  
 
де ηзп – коефіцієнт втрат у зарядному пристрої; 
ηакб – коефіцієнт втрат у ємнісному накопичувачі енергії [17] 
Таким чином, потужність фотоелектричної станції 
 
P Н
ном.CФЕУ = ,  
кCФЕУ ⋅ tпік.осв
де Н – кількість електроенергії, що споживається фермерським 
господарством за добу, Вт·год/добу. 
 
 
 
38 
Енергетичні можливості вітроелектростанції оцінюються 
усередненим значенням потужності на валу вітрогенератора 
 
PВЕУ = 0,5 ⋅ξ ⋅ ρ 3
пов ⋅vmin ⋅ p(v) ⋅ Aом ,  
 
де ξ – коефіцієнт втрат у вітрогенераторі; 
ρпов  – густина повітря в точці його зіткнення з лопатями вітряка [17], 
кг/м3; 
vmin – мінімальна швидкість вітру в районі установки вітрогенератора за 
розрахунковий період, м/с [18]; 
p(v)  – коефіцієнт розподілу сили вітру; 
Aом  – Ометана площа вітроколеса, м2. 
Інший спосіб оцінки енергетичної можливості вітроелектростанції 
використовує величину кількості електроенергії, яку генератор має виробити 
 
P Н
ВЕУ = ,  
кВЕУ ⋅ tдоб.екс
 
де tдоб.екс  – час роботи вітрогенератора за добу, год; 
кВЕУ  – сумарний коефіцієнт втрат. 
 
кВЕУ =ηпог ⋅ηзп ⋅ηакб ⋅ηінв ,  
 
де ηпог – втрати, пов'язані з погіршенням погодних умов; 
ηінв  – втрати в інверторі. 
 
A Н
ом = 3 ,  
кВЕУ ⋅ZВЕУ ⋅vmin
 
39 
де ZВЕУ  – корегуючий коефіцієнт, кггод/м3 
 
ZВЕУ = 0,5 ⋅ξ ⋅ ρпов ⋅ p(v) ⋅Tдоб ,  
 
Визначимо коригуючий коефіцієнт, прийнявши середньовиважені 
значення параметрів ξ = 0,25; ρпов =1,225  кг/м3; p(v) = 6 π ; Tдоб =24 год. 
 
ZВЕУ = 0,5 ⋅0,25 ⋅1,2525 ⋅ (6 π ) ⋅24 = 7,03 кггод/м3. 
 
Об'єднаємо фотоелектричну станцію та вітрогенератор у гібридну 
електростанцію. Тоді її мінімальна потрібна потужність 
 
PCФЕУ = Aом ⋅ ккомб.ес , 
 
де ккомб.ес  – коефіцієнт приведення двох генеруючих потужностей до 
їхнього об'єднаного еквіваленту 
 
к 3 3
к = Z ⋅ ВЕУ (vmin − vmax )
комб.ес ВЕУ ,  
кСФЕУ ⋅ (tпік.осв1 − tпік.осв2 )
 
де tпік.осв1  – мінімальна кількість годин, при яких фотоелектричні елементи 
перебувають під впливом сонячних променів, год [30]; 
tпік.осв2  – максимальна кількість годин, при яких фотоелектричні 
елементи знаходяться під впливом сонячних променів, год;  
Омітаєма площа вітроколеса гібридної фотовітроустановки 
знаходиться за формулою 
 
40 
A H
ом = . 
Z 3
ВЕУ ⋅vmax ⋅ кВЕУ ⋅ ккомб.ес ⋅Emin ⋅ кСФЕУ
 
Ємність буферного накопичувача енергії для безперебійного 
електропостачання 
 
Н ⋅ кзе ⋅Тq рез
акб = ,  
Uакб ⋅Dур
 
де кзе – коефіцієнт, що показує можливість буферного накопичувача 
запасати енергію; 
Т рез  – час, коли електроприймачі живляться від акумуляторної батареї, 
год [7]; 
Dур  – діапазон допустимого розряду акумуляторної батареї. 
Приймаємо для розрахунку від 0,5 до 1,0. 
Для резервного живлення, у разі серйозних проблем з постачанням 
електричної енергії (повне тривала безвітряна погода, похмурі дні, можлива 
аварія обладнання) додатково доповнимо нашу альтернативну 
електрогенеруючу установку рідинно-паливною генеруючою потужністю 
(бензо/дизель генератором). У цьому випадку її потужність 
 
ЕРПЕ. р = 2 ⋅Н Г − (ЕВЕУ . р + ЕСФЕУ . р ),  
 
де ЕВЕУ . р  – річна кількість ЕЕ, що виробляється вітрогенератором; 
    ЕСФЕУ . р  – річна кількість ЕЕ, що виробляється сонячною електростанцією. 
Витрата палива бензо/дизель генератора 
 
F = F0 + F1 + РРПЕ ,  
 
41 
де F0  – витрати палива під час роботи без навантаження, л/год; 
F  – середня витрата палива, л/кВт•год; 
РРПЕ  – Номінальна потужність бензо/дизель генератора. 
Ємнісний буферний накопичувач енергії в гібридній схемі 
електропостачання відіграє важливу роль, в першу чергу як елемент, від 
якого живляться електроприймачі, тобто він є в даній схемі джерелом. Як 
будь-яка інша акумуляторна батарея, ємнісний накопичувач електроенергії 
характеризується енергією зарядження та енергією розряду 
 
 
Е H (t)
акб (t) = Еакб (t −1)(1−σ ) + ЕСФЕУ (t) + ЕВЕУ (t) −
η  ⋅ηакб.з ,  
 інв 

Еакб (t) = Еакб (t 1)(1 σ ) H (t)
− − −  − ( 
ЕСФЕУ (t) + ЕВЕУ (t)) 1
 ⋅ . 
 ηінв  ηакб.з
 
де t – поточний момент часу; 
(t–1) – попередній момент часу; 
Еакб  – накопичена в буферному накопичувачі енергія в момент часу t та 
момент часу (t-1); 
σ  – коефіцієнт, що показує зниження накопиченої електроенергії у часі 
без навантаження; 
H (t)  – сумарне навантаження гібридної електростанції за час t; 
ηакб.з  – коефіцієнт корисної дії ємнісного накопичувача енергії при його 
заряді; 
ηінв  – коефіцієнт корисної дії перетворювача змінної напруги в 
постійну. 
Під зарядом буферного накопичувача енергії мають на увазі такий 
загальний режим роботи, при якому електроенергія, що виробляється 
вітряним і фотоелектричним генераторами достатньо для задоволення потреб 
всього підключеного навантаження. В іншому випадку недостатня частина 
42 
енергії забирається у ємнісного накопичувача енергії, який переходить в 
режим розряду. 
Режим роботи вітрогенератора можна описати системою рівнянь 
 
0,v < vmin ;
a ⋅v3
 1 + a2 ⋅v
2 + a3 ⋅v + a
Р 4 , vmin ≤ v < v1;
ВЕУ = Р(v) =   
b ⋅v3
1 + b ⋅v2
2 + b3 ⋅v + b4 , v1 ≤ v < vmax ;
0,v > vmax.
де  v – середня швидкість вітру на осі вітрогенератора, м/с; 
v1 – скоригована швидкість вітру, м/с; 
a1,… b1  – коефіцієнти корекції, що враховують конструктивні, 
температурні, анемометричні властивості генератора та навколишнього 
середовища. 
Корекція сили вітру на рівні осі лопатей вітрогенератора здійснюється 
за виразом 
 
m
 
v1 = v h1
0   ,  
h0 
 
де h1  – висота розташування осі лопатей вітрогенератора до рівня моря, м; 
h0  – висота установки вимірювального анемометра (зазвичай 
розташовується нижче осі вітрогенератора), м; 
v0  – швидкість вітру лише на рівні установки вимірювального 
анемометра, м/с; 
m – коефіцієнт приведення сили вітру один до одного при їх вимірі на 
різних висотах. Даний коефіцієнт є табличною величиною, отриманий 
за результатами виміру та порівняння сили вітру в різних районах 
країни, на різних висотах. Наприклад, для центральноєвропейської 
частини m=0,2. 
43 
Сумарна кількість електричної енергії, яку здатна виробити гібридна 
електростанція 
 
Екомб.ес (t) = ЕВЕУ (t) + ЕСФЕУ (t). 
 
У разі неповного навантаження, кількість електроенергії, що 
залишилася невикористаною визначається 
 

Е (t) Е (t) Е (t) Еакб.max (t) − Еакб (t −1) 
невикор = комб.ес +  інв +
η  ,  
 акб.з 
 
де Еінв  – кількість електричної енергії, що проходить через перетворення в 
інверторі. 
 
Е Н
інв = ,  
ηінв
 
де Н – сумарна потужність перетворена інвертором. 
У разі перевантаження, кількість електричної енергії, що бракує, 
визначається за формулою 
 
Едеф (t) = H (t) − (ЕСФЕУ (t) + ЕВЕУ (t)) + Еакб (t −1) − Еакб.min (t) ⋅ηінв. 
 
Можливість недоотримання споживачами електричної енергії 
оцінюється виразом 
 
8760
∑Едеф (t)
L = п=1
деф 8760 , 
∑Еінв (t)
п=1
44 
де 8760 – рекомендований крок інтервалів часу, що розглядаються, тобто 
кількість інтервалів, на які діляться добу. 
Оцінити ефективність гібридної електростанції можна за двома 
коефіцієнтами: 
- забезпечення 
 
кзаб =1− Lдеф;  
 
- невикористання 
 
8760
∑Еневикор (t)
к п=1
невикор = 8760 . 
∑Екомб.ес (t)
п=1
 
У ефективної гібридної станції кзаб  повинен бути рівний одиниці, а 
кневикор  – нулю. Якщо дані коефіцієнти задовольняють споживача, то 
проводиться додаткова перевірка з визначення собівартості виробленої 
електроенергії 
 
С
С заг. рік
е = ,  
Н Г
 
де Сзаг. рік  – сумарні вкладення в основні фонди під час будівництва 
гібридної електростанції. 
Залежність струму зарядження сонячної електростанції при 
номінальній напрузі 48 В 120 і 360 Вт від часу доби для центральних 
областей України представлено рис. 2.3. Залежність потужності, виробленої 
вітрогенератором у діапазоні від 0 до 60 кВт при силі вітру від 0 до 12 м/с 
представлено на рис. 2.4. 
45 
Залежність вартості 1 кВтгод електроенергії від ємності акумуляторної 
батареї представлено на рис. 2.5, а залежність вартості 1 кВтгод 
електроенергії від потужності фотоелементів на рис. 2.6. 
 
 
Рис. 2.3. Залежність струму зарядження сонячної електростанції при 
номінальній напрузі 48В на 120 та 360 Вт 
 
 
 
Рис. 2.4. Залежність потужності, що виробляється вітрогенератором у 
діапазоні від 0 до 60 кВт при силі вітру від 0 до 12 м/с 
 
46 
 
Рис. 2.5. Залежність вартості 1 кВтгод електроенергії від ємності 
акумуляторної батареї 
 
 
Рис. 2.6. Залежність вартості 1 кВтгод електроенергії від потужності 
фотоелементів 
 
Якщо критерії перевірки незадовільні, необхідно оптимізувати 
створювану гібридну станцію за алгоритмом, який представлений на рис. 2.7. 
Для успішного подальшого вибору генеруючих пристроїв та 
компонентів гібридної електростанції скористаємося результатами 
дослідження фотоелектростанцій та вітрогенераторів [2, 7]. 
 
 
47 
 
Рис. 2.7. Алгоритм оптимізації гібридної електростанції 
48 
2.4 Розробка структурної схеми гібридної електростанції та вибір 
генеруючих пристроїв 
 
При розробці структурної схеми та виборі компонентів гібридної 
електростанції скористаємося власними даними про електричні 
навантаження (п.п 2.1) та про сонячну та вітрову обстановку в центральній 
Україні [1]: 
− потужність гібридної електростанції 514 кВт/добу; 
− середньорічна швидкість вітру від 3,4 до 4,5 м/с, що відповідає 
вітряному потенціалу від 45,99 до 92,68 Вт/м2; 
− показник сонячної активності - потік сонячної енергії в сонячний день 
становить 700 Вт/м2; 
- середньодобовий час висвітлення сонячного елемента 8 годин. 
Попередньо приймемо потужність споживання для вітрогенератора 260 
кВт, потужність споживання фотоелементів також 260 кВт. 
 
2.4.1 Розрахунок та вибір фотоелементів 
 
Визначимо площу сонячних елементів, якщо електрорушійна сила 
одного фотоелемента дорівнює Е0=0,5В, а ефективність ФЕ γ=2·10-2 А/см2. 
Електричний струм, що протікає через ФЕ визначається за формулою 
 
I = γ ⋅П −2
фе = 2 ⋅10 ⋅Пфе ,  
 
де Пфе  – площа фотоелементів. 
Підставимо струм у формулу визначення кількості спожитої 
електроенергії 
 
Р = 260 кВт×год ⋅2 ⋅10−2 ⋅Пфе ,  
49 
Звідси визначаємо необхідну площу ФЕ 
 
П 260 ⋅103
фе = =1300 м2 ,  
2 ⋅10−2
 
Робоча напруга фотоелектричних елементів завжди кратна 12 В [5]. Ця 
напруга вибрана через те, що акумуляторні батареї з напругою 12 В є 
найпоширенішими. Звідси робочі напруги переважної більшості геліосистем, 
які використовуються дорівнює 12 В, 24 В і 48 В. 
У кожного рівня напруги є свої переваги та недоліки. Так, 48 В 
дозволяє зменшити переріз проводів через зменшення сили струму, що 
підвищує загальну надійність системи. Але з іншого боку 48 В отримується 
послідовним з'єднанням 12 В акумуляторів (рис. 2.8) і при виході одного з 
них вся енергосистема виходить з ладу [5]. 
 
 
Рис. 2.8. До вибору робочої напруги сонячної електростанції 
 
 
50 
Тому обираю для проектованої комбінованої станції рівень напруги 
фотоелектричних панелей 48 В. 
Для проектованої станції доцільне «класичне» компонування, що 
детально описане в [8]. Сонячна батарея перетворює енергію сонця на 
електричну енергію. 
Контролер призначений для регулювання рівня зарядження 
акумуляторів для продовження їхньої працездатності. Як відомо, їх термін 
служби залежить від перезаряду (закипання від перезаряду) і від розряду 
нижче певного рівня [8]. 
Роль акумуляторів, згідно з їхньою назвою є акумулюння електричної 
енергії. У нашому випадку акумулятори накопичують енергію вдень, коли 
люди перебувають на роботі, і віддають її ввечері та вранці, коли 
включаються основні споживачі енергії [5]. 
Роль інвертора у перетворенні виробленої ЕЕ напругою 48 В на 
напругу, що є номінальною для більшості споживачів електричної енергії – 
220 В [5]. 
Потужність, потрібна від проектованої сонячної електростанцї, 
дорівнює сумарній потужності сонячних модулів РС, Вт, яка визначається за 
формулою 
 
Р 1000 ⋅Е
= доб
С ,  
k ⋅Cінс
 
де Едоб  – загальне середньодобове споживання. Відповідно до розрахунків 
Едоб = 260 кВт; 
1000 – прийнята світлочутливість фотоелектричних елементів, кВт/м2; 
k  – сезонний коефіцієнт, що враховує всі втрати. Приймається рівним 
k = 0,7 для літнього часу, k = 0,5 для зимового часу. Приймаємо для 
розрахунку найменш сприятливий варіант k = 0,5 [5]; 
51 
Cінс  – табличне значення інсоляції (потоку сонячної радіації) при 
оптимальному нахилі панелей, кВтгод / м2 (табл. 2.4) [5]. 
Рекомендований кут нахилу сонячних панелей навесні та восени 
дорівнює значенню широти місцевості. Приймаємо розташування 
фермерського господарства на широті 55°. Влітку оптимальний кут 
зменшується на 10-15°, взимку навпаки збільшується на 10-15°. Таким 
чином, оптимальним буде кут нахилу в 40° влітку і 70° взимку (рис. 2.9). 
Тому оптимальною є експлуатація в двох режимах: «літній» та «зимовий» з 
переходом з одного на інший у середині осені та весни. Якщо «лінь» 
здійснювати цей перехід або це неможливо з технічних причин, то 
рекомендується кут нахилу прийняти рівним 55°. 
 
 
Рис. 2.9. Оптимальні кути нахилу сонячних модулів 
 
Величини інсоляції за місяцями для центральної частини України 
представлено у таблиці 2.4. 
 
 
 
52 
 
Таблиця 2.4 
Величини інсоляції по місяцях для центральної України 
0,68  1,44  2,82  4,29  5,52  5,93  5,72  4,49  2,86  1,51  0,83  0,54  3,06  
 
Приймаємо для розрахунку Cінс = 3,06  кВтгод/м2 
 
Р 1000 ⋅260
С = =169934  Вт. 
0,5 ⋅3,06
 
Обираємо сонячну батарею 48 В 500 Вт (модель SW500), 
полікристалічна, вартістю 3900 грн. (панель потужністю 1 Вт коштує у 
середньому 0,2 $), виробництво Sunway, Китай (табл.. 2.5, рис. 2.10) [5]. На 
користь цього виробника свідчить оптимальне співвідношення «ціна-якість», 
підтримка гарантійного обслуговування. Кількість сонячних модулів – шість. 
 
 
 
Рис. 2.10. Сонячна батарея Sunway SW500 
Січень 
Лютий 
Березень 
Квітень 
Травень 
Червень 
Липень 
Серпень 
Вересень 
Жовтень 
Листопад 
Грудень 
За рік 
53 
Таблиця 2.5 
Характеристики сонячної батареї Sunway SW500 
Параметр Величина 
Потужність 500 Вт 
Номінальну напругу 48 В 
Струм при роботі на навантаження 4,5 А 
Струм короткого замикання 5,6 А 
Температура експлуатації та зберігання -40…+85 °С 
Конектори MC4 
клас захисту IP 67 
ККД сонячного модуля 17.3% 
ККД сонячного елемента 18.5% 
Сонячні елементи Grade A, полікристал 
Гарантійний термін експлуатації 25 років 
Габарити 1482x674x35 мм 
Вага 19 кг 
 
Загалом проектована сонячна батарея включатиме: 260 кВт/0,5 кВт = 
520 модулів, які займуть загальну площу 1,48·0,62·520=477 м2, загальна вага 
520·19 = 9880 кг. 
 
2.4.2 Вибір вітрогенератора 
 
Вибір вітроелектростанції. Так як вітрогенератор на 250 кВт має 
складну і дорогу конструкцію з великим обсягом будівельних робіт (у тому 
числі і підземних), то обираємо для встановлення 5 ВЕС потужністю по 50 
кВт. Обираю вітрогенератор 50 кВт для дому Condor Air 50. Вітрогенератор 
54 
потужністю 50 кВт від фірми Condor Air 50 – це високотехнологічний 
трифазний генератор електроенергії з горизонтальною віссю обертання [19]. 
Вітрогенератор Condor Air 50 (табл.. 2.6) створений для експлуатації в 
регіонах з низьким та слабким повітряним потоком. Старт вітрогенератора 
Рном = 50 кВт відбувається при швидкості повітря від 2,5 м/с, а на потужність 
50 кВт обертається при 9 м. Температурний діапазон роботи від -40 до +50 С 
у звичайній комплектації і до -55 у виконанні низьких температур. У ціну 
вітряка включено вартість контролера зарядження та щогла [19]. 
 
Таблиця 2.6 
Основні технічні характеристики Condor Air 50 
Параметр  Значення  
1 2  
Діаметр вітроколеса 14,5 м  
Висота лопаті 7 м  
Номінальна кількість оборотів за хвилину 25-30  
Номінальна потужність 52 кВт  
Максимальна потужність 52,5 кВт  
Стартова швидкість вітру 2,5 м/сек  
Номінальна швидкість вітру 9 м/сек  
Робоча швидкість вітру 3 - 20 м/сек  
Захист від ураганних вітрів Автоматична  
Автоматичне орієнтування на вітер Так  
Висота щогли 18 м  
Маса без щогли 2000 кг  
Кількість лопатей 3  
Коефіцієнт використання енергії вітру >0,42  
 
 
55 
Продовж. табл.. 2.6 
1 2  
Тип генератора Трифазний генератор на 
постійних магнітах 
Частота генератора 0 - 50 Гц  
Струм із генератора Змінний  
Номінальний струм 100 А  
Максимальний струм 110 А  
Характеристики інвертора В залежності від  
характеристик проєкта 
Кількість акумуляторних батарей, що 40  
рекомендується [14] 
Рекомендована ємність акумуляторних батарей 200 А год  
Ефективність системи перетворення >0,85  
Рівень шуму більше 65 Дб  
Гранична швидкість вітру 35 м/сек  
Базова комплектація + 
Щогла 1 шт. 
Генератор 1 шт. 
Ротор 1 шт. 
Лопаті Комплект 
Кріплення Комплект 
Контролер 1 шт. 
Технічний паспорт» [14] 1 шт. 
 
Основними вузлами генераторної установки є (рисунок 2.11): 1 
генератор, 2 муфта, 3 мультиплікатор; 4 - гальмівна система; 5 вал ротора, 6 
ротор. Загальний вигляд вітроелектростанції Condor Air 50 представлено на 
рис. 2.12. 
 
56 
 
Рис. 2.11. Основні вузли генераторної установки Condor Air 50 
 
Рис. 2.12. Загальний вигляд вітроелектростанції Condor Air 50: 1- нижній 
частина щогли; 2- середня частина щогли; 3- верхня частина щогли; 4 – 
гондола; 5 – лопата (3 шт.) 
57 
2.4.3 Розрахунок та вибір акумуляторного енергоблока 
 
При виборі акумуляторного енергоблока враховуються такі 
рекомендації [20]: 
- використовувати тільки спеціалізовані акумуляторні батареї, що 
мають маркування «SOLAR»; 
- всі акумулятори повинні мати однакові характеристики, бажано, щоб 
вони були з однієї партії (тобто куплені одночасно); 
- акумулятори повинні обов'язково експлуатуватися у приміщенні при 
температурі 25 °С, оскільки за від’ємної температури їх енергетичні 
характеристики різко падають. Наприклад, при температурі –5 °С їх 
електрична ємність знижується на 50%; 
- не розряджати акумуляторні батареї менше 70% (до критичного 
розряду), після чого починаються незворотні процеси руйнування батареї, які 
можуть складати 50%; 
- при підборі кількості та ємності акумуляторів слід уникати 
недовантаження акумуляторів – це може також знизити їхній ресурс; 
- ємність акумуляторних батарей повинна повністю перекривати 
навантаження темної пори доби. 
Для визначення необхідної кількості акумуляторних батарей визначимо 
енергоємність одного акумулятора. За основу візьмемо акумулятор 48 В 
ємністю 400 А/год. Якщо не брати до уваги його розряд, то за 1 годину 
роботи даний акумулятор передасть споживачеві загальну потужність 48  
400 = 19200 Вт. З урахуванням «незнижуваного» розряду в 70% коригуємо 
енергоємність ЕЗ = 19200  0,7 = 13440 Вт/год на кожні 400 Агод. 
Необхідна ємність акумуляторів САБ, визначається за формулою 
 
С Е
= доб 260000
АБ ⋅400 = ⋅400 = 7738  Агод. 
ЕЗ 13440
 
58 
На всю акумуляторну накопичувальну станцію потрібно 7738/400 = 
19,6 шт. АКБ. Приймаємо загальну кількість батарей 20. 
Оскільки потужність вітрогенератора дорівнює потужності 
фотоелектричної станції, то і на «обслуговування» вітрогенератора також 
потрібно ще 20 акумуляторних батарей ємністю 400 А/год. 
Усього для проектованої гібридної електростанції необхідно 40 
акумуляторних батарей ємністю 400 А/год. 
Обираю один акумулятор літій-іонний акумулятор LT 48-400 (19,2 
кВтгод 48 В) від компанії LITEH POWER (таблиця 2.7, рис. 2.13) вартістю 
198784,66 грн. Даний акумулятор не потребує обслуговування протягом 10 
років, має систему саморегулювання тиску всередині корпусу акумулятора 
[22]. 
 
Таблиця 2.7 
Характеристика акумулятора LITEH POWER LT 48-400 
Параметр Величина 
1 2 
Номінальна напруга, 48  
Номінальна ємність (20-год. розряд), А год 400  
Термін служби, років 15  
Кількість циклів за розряду на 30% 2500  
Кількість циклів за розряду на 100% 1500  
Внутрішній опір, мОм 2.0  
Саморозряд (при 20oC) 3% у місяц  
Рекомендований струм зарядження, А 20,0  
Максимальний струм зарядження, А 100,0  
Максимальний струм розряду, А 100,0  
Температурна компенсація зарядної -30мВ/oC  
напруги 
 
59 
Продовж. табл.. 2.7 
1 2 
Робочий температурний діапазон, oC -20…+50  
Розміри (Д x Ш x В), мм 520 x 240 x  220  
вага, кг 66.0  
Тип клем болти M8  
 
 
Рис. 2.13. Акумулятор LITEH POWER LT 48-400 
 
2.4.4 Вибір блоку управління 
 
Підберемо блок управління – контролер зарядження акумуляторної 
батареї. 
Головні критерії вибору блоку управління (контролера зарядження 
акумуляторної батареї) [22]: 
− повинні реалізовувати багатоступінчастий заряд акумулятора; 
− комутація навантаження між сонячною батареєю та акумулятором; 
− -автоматичне підключення/відключення в кореляції із 
зарядом/розрядом сонячних модулів та акумуляторів. 
60 
Для зарядження АКБ може бути використана енергія електричних 
мереж загального призначення 220/230 В, генераторних комплексів або 
мініелектростанцій, сонячних батарей (панелей, модулів), вітрогенераторів 
або загальне використання кількох джерел електричної енергії. Обираємо 
інвертор для роботи із сонячними панелями та вітростанцією PROSOLAX 
X3-20K-TL 48B 20 кВт 3-х фазний (60 кВт), вартістю 69639,10 грн. 
(таблиця 2.8, рис. 2.14) [22]. Для сумарної потужності 520 кВт нам 
знадобиться 8,6 інверторів. Приймаємо 10 шт. 
 
 
Рис. 2.14. Контролер зарядження акумулятора від сонячних панелей 
PROSOLAX X3-20K-TL 
 
 
61 
Таблиця 2.8 
Контролер зарядження PROSOLAX X3-20K-TL 
Параметр Величина 
Алгоритм заряда MPPT (многостадійний, 
адаптивний) 
Максимальна потужність сонячних 1000 A·год 
батарей 
Максимальний струм короткого 500 
замикання підключених сонячних 
панелей, А 
Максимальний струм зарядження 375 
акумуляторів, А 
Напруга системи, В 12/24/36/48 (автоматично) 
Температурна компенсація ( -16мВ/oC @ 12 В ) 
Вбудований датчик температури + 
Виносний датчик температури + 
Вибір типу акумулятора (AGM, GEL, Flooded тощо) 
Власне споживання, мА Менше 35 мА 12 В /менше 20 мА 
48 В 
Цифровий дисплей + 
Інтерфейс RS232, USB, tcp/ip 
Максимальний переріз проводів, що 55 
підключаються, мм2 
Робочий температурний діапазон, oC: -30...+60 
Вологість (без конденсату) 0...95% 
Ступінь пило-вологозахисту IP43 для електронних компонентів, 
IP22 для клем 
Розміри, мм 560 x 410 x 720 
Вага, кг 183 
 
Для управління роботою інвертора у складі гібридної електростанції 
безкоштовно надається програмне забезпечення, доступне на сайті 
https://intersolar.ua. Завдяки даному програмному забезпеченню та 
вбудованому функціоналу, дана модель БАП найкраще підходить для 
використання в проектованій гібридній електростанції, оскільки: 
1) виконує функції батарейного інвертора; 
62 
2) виконує функції мережевого інвертора; 
3) робота у трифазній мережі; 
4) наявність 2-х входів для мережі 220/380В, один із яких можна 
підключити до виходу бензогенератора; 
5) синхронна (паралельна) робота до 30 приладів у трифазній мережі; 
6) наявність двох реле з «сухими» контактами, наприклад, для 
управління включенням бензогенератора; 
7) вбудований моніторинг АКБ; 
8) вбудований міні-комп'ютер для можливості дистанційного 
керування електромережею, наприклад, зі стільникового телефону. 
Масив АКБ є дорогим обладнанням, яке можна вивести з ладу 
неправильною експлуатацією. Недозарядження або перезарядження АКБ 
суттєво знижує їхній ресурс в експлуатації, а також швидко погіршує їхні 
характеристики. Крім цього, АКБ, які виготовлені за різними технологіями, 
потребують складних алгоритмів зарядження. БАП має можливість 
заряджати АКБ різних модифікацій, різними методами зарядження 
відповідно до параметрів, заявлених провідними світовими виробниками. 
БАП відстежує стан зарядження АКБ та використовує збережену в 
акумуляторах енергію для живлення підключеного до нього обладнання при 
відключенні зовнішнього джерела електроенергії. Для підключення сонячних 
панелей та вітрогенераторів необхідні відповідні контролери, що виконують 
функції зарядження та захисту АКБ. Сонячні та вітряні контролери, 
розроблені SOLAX, можуть взаємодіяти з БАП безпосередньо, що дає 
можливість максимально запасати та використовувати енергію від 
альтернативних джерел. Інвертори модифікації Hybrid та PROSOLAX здатні 
синхронізуватися з мережею та оптимізувати спільну роботу всіх джерел 
енергії з найменшим впливом на АКБ для продовження їх терміну служби. 
Використання БАП разом із традиційними генераторами, які працюють 
на бензині, газі чи дизельному паливі, забезпечує значне збільшення ККД 
системи та економію палива, тому що генератор буде працювати в 
63 
оптимальному режимі, заряджаючи АКБ та живлячи навантаження через 
інвертор. Зменшиться час роботи генератора на неробочому ході та значно 
збільшиться його ресурс. 
Для перемичок рекомендується застосовувати проводи перерізом не 
менше ніж проводи від інвертора. 
Якщо є необхідність подовжити проводи до АКБ, то можна відрізати 
штатні проводи на 10-15 см від корпусу і припаяти або обжати спеціальною 
обжимкою новий довгий провід. При подовженні у 2 рази (тобто проводи 
довжиною в 2 метри), необхідно провід обирати з перерізом у 2 рази більше, 
ніж встановлені на БАП. При подовженні у 3 рази слід обрати провід у 3 рази 
більшого перерізу ніж штатний [22]. 
Рекомендовано підключати масив АКБ «по діагоналі» від першого 
плюсу першої АКБ до мінусу від останньої. 
Типова схема інтеграції БАП електричну мережу представлено на рис. 
2.15. 
 
Рис. 2.15. Типова схема інтеграції БАП в електричну мережу 
64 
Управління та індикація режимів роботи БАП здійснюється за 
допомогою РКІ (рідкокристалічного індикатора). Існує два режими роботи 
РКІ: режим індикації та режим налаштування за допомогою меню [22]. 
 
 
Рис. 2.16. Індикація БАП 
 
2.4.6 Вибір дизель-генераторної установки 
 
Дизель-генераторна установка в гібридній електростанції, що 
розробляється, виконує функції резервного джерела живлення, тому її 
потужність значно менше основних генеруючих пристроїв. Достатньо 
використовувати генератор до 20 кВт вартістю 332290 грн. [23] Вибираємо 
дизель-генераторну установку SDMO K28H номінальною потужністю 20 кВт 
виробництва Франції (рис. 2.17, таблиця 2.9). 
 
Таблиця 2.9 
Характеристики дизель-генератора SDMO K28H відкритого типу 
Параметр  Величина  
1 2 
Напруга 400 В  
Струм 46 А  
коефіцієнт потужності 0,8  
Частота обертів 1500 об/хв 
65 
Продовж. табл.. 2.9. 
1 2 
Частота струму 50 Гц  
Виконання чотирьохопорний  
Автоматичний регулятор напруги КРН-04  
З'єднання фаз Зірка  
Ступінь захисту IP IP21  
Напрямок обертання правий  
Об'єм двигуна 4,75 л  
Мінімальна температура запуску без -12ºС  
підігріву 
Витрата палива при тривалій роботі 5,8 кг/год 
Витрата масла при тривалій роботі 0,025 кг/год  
 
 
Рис. 2.17. Загальний вигляд дизель-генератора SDMO K28H 
відкритого типу 
66 
 
 
Рис. 2.18. Структурна схема гібридної електростанції 
67 
2.5 Інтелектуальна система моніторингу 
 
Для дистанційного моніторингу продукції SOLAX та її дистанційного 
налаштування випускається програмно-апаратний комплекс «Solar power» 
(далі ПАК). ПАК «Solar power» виконаний на основі мінікомп'ютера, та 
призначений для моніторингу електромереж та керування інверторами БАП, 
сонячними контролерами МРРТ, КЕС для вітрогенераторів та акумуляторами 
(у тому числі з BMS) [22]. Має можливості монітора АКБ з функцією 
відключення генерації по заданій ємності АКБ. ПАК є автономним Web-
сервером, побудованим на базі мініПК з операційною системою Linux. 
МініПК збирає необхідні дані з БАП та МРРТ контролера КЕС (достатньо 
наявності хоча б БАП або сонячного контролера) та виводить їх у форматі, 
який підтримує будь-який Web-браузер на будь-якій платформі (рис. 2.20). 
 
 
Рис. 2.20. Початкова сторінка програмно-апаратний комплекс  
«Solar power» 
 
ПАК підключається до БАП та контролера МРРТ за допомогою USB 
інтерфейсу. Підключення до мережі мініПК здійснюється за допомогою 
10/100 Ethernet порту. ПАК має також можливість підключення до USB 
модему та здійснення контролю та керування БАП за допомогою СМС 
повідомлень [22]. 
68 
ПАК збирає всі дані, отримані за час його роботи, і веде бази даних 
всіх параметрів, які можна переглянути у вигляді зручних графіків у 
реальному часі або пізніше, поставивши необхідний часовий інтервал. Для 
аналізу роботи системи ведеться також статистика основних параметрів. 
Живлення пристрою здійснюється від напруги 220/230В, як правило це 
розетка БАП. У разі відключення БАП, ПАК «Solar power» теж буде 
відключений і відповідно втрачено спостереження та контроль за БАП, щоб 
цього не відбувалося рекомендовано підключати ПАК «Solar power» через 
АКБ, які використовуються для зарядження портативної електроніки. 
Функціонал ПАК «Solar power» повністю повторює функціонал 
дистанційного моніторингу моделі БАП PROSOLAX (в цю модель інвертора 
ПАК «Solar power» вбудований), за винятком організації живлення мініПК. 
Основні режими та переходи між ними показані на рис. 2.21. Розглянемо 
режими роботи. 
Режим Pmax – підкачування та перехоплення потужності. При роботі з 
мережею 220/230В, за потреби можна виставити в меню максимальну 
потужність мережі – Рmax, яка відбиратиметься від зовнішньої мережі. Для 
цього необхідно зайти в режим програмування в меню 
«Мережа/ЕнергЕконом» -> «МаксПотужністьМережі». За замовчуванням 
вона виставлена як 150% максимальної потужності БАП. Цей параметр, далі 
Рmax, налаштовано на максимальну потужність, яку БАП може через себе 
транслювати. Але якщо на вході Бензо/Газо/Дизель генератора, необхідно 
виставити його номінальну потужність, то вона буде менше виставленого за 
замовчуванням параметра. 
ЕКО режими та тарифна мережа. Якщо є багатотарифна мережа 
та/або звичайна мережа з альтернативними джерелами енергії, такими як 
сонячні батареї або вітрогенератор, то БАП має режими, що дозволяють 
зменшити витрати електроенергії від мережі. 
 
 
69 
 
Рис. 2.21. Основні режими та переходи між ними 
 
Якщо БАП підключений до мережі, він завжди моніторить вихід. Якщо 
при цьому є додаткові пристрої зарядження АКБ від альтернативних джерел, 
після повного зарядження АКБ альтернативні джерела будуть працювати в 
неробочому ході. Можна, звичайно, вимкнути в цей момент мережу, але це 
не завжди можливо і не зручно. 
Для вирішення цієї проблеми БАП може сам відключити споживання 
від мережі залежно від напруги на АКБ, дозволяючи використовувати 
енергію альтернативних джерел максимально. 
Режим примусової генерації ЕКО. У цьому режимі мережа не 
транслюватиметься, а БАП перейде на генерацію («Примусова генерація 
ЕКО»), якщо напруга на АКБ буде вищою за IакбЕКО. Але як тільки напруга 
впаде нижче IакбЕКО, почнеться відлік часу 2 хв – час необхідний на те, щоб не 
70 
реагувати на тимчасові просідання напруги на АКБ при підключенні великих 
потужностей (наприклад, насос, чайник тощо). Через 2 хвилини БАП перейде 
на трансляцію (якщо напруга на АКБ залишиться нижче IакбЕКО). 
Далі БАП продовжуватиме трансляцію, аж до повного зарядження АКБ 
(від альтернативних джерел) і виводитиме напис: «Чекаємо 
ЗовнішПовнЗарядж», після чого знову перейде в режим генерації і цикл 
повториться. 
Тут необхідно мати на увазі, що після переходу в режим трансляції 
мережі, коли напруга впала нижче за IакбЕКО, БАП може увімкнути режим 
зарядження, якщо напруга АКБ буде нижче за IакбЕКО у «Параметри АКБ / 
При Заряді» -> Iакб Старт Заряд». Якщо необхідно, щоб АКБ заряджалися 
максимально від альтернативних джерел після переходу на трансляцію 
мережі, то необхідно, щоб IакбЗар < IакбЕКО. 
Чим нижче значення IакбЕКО тим більше енергії буде «викачуватися» з 
АКБ і, відповідно, ефективніше використовуватися альтернативні джерела, 
але інтенсивніше витрачатися ресурс АКБ. 
У режимі «ПримусГенерЕКО» режим зарядження малим струмом 
(буферний) вимкнено, навіть якщо він виставлений. 
Режим «Підкачування ЕКО». Цей режим доступний лише у моделях 
Hybrid та PROSOLAX. Робота у цьому режимі аналогічна примусовій 
генерації. Тільки замість переходу з трансляції на генерацію від АКБ 
здійснюється додаванням («підкачування») в мережу певної потужності. При 
цьому БАП не вимикається від вхідної мережі. Сенс роботи підкачки полягає 
в тому, що якщо на виході є навантаження, то БАП починає додавати до 
мережі 220/230 В необхідну кількість потужності, що зменшує відбір 
потужності від мережі. Але щоб не перекачувати енергію в промислову 
мережу потужність підкачування ніколи не перевищуватиме потужність 
навантаження. 
Є ще кілька відмінностей підкачування ЕКО від примусової генерації 
ЕКО. При напрузі АКБ < IакбЕКО підкачування припиняється інакше 
71 
підкачування відновлюється. Причому при роботі з МРРТ (C) mART, навіть 
якщо напруга АКБ < IакбЕКО, але потужність вироблена альтернативними 
джерелами більша, ніж необхідно на заряд - підкачування буде продовжено. 
Для обох режимів: якщо напруга на батареї не піднімалася до напруги 
повного зарядження протягом 3-х днів – БАП переходить у режим 
очікування повного зарядження від зовнішнього зарядного пристрою Режим 
«Тариф Мережа + ЕКО». 
Цей режим можна використовувати у двох випадках. 
По-перше: якщо є в наявності багатотарифний лічильник 
електроенергії, і якщо є бажання економити енергію мережі, переходячи в 
денний час в режим примусової генерації. Режим спірний, тому що 
економлячи енергію мережі втрачається ресурс АКБ. Але все змінюється, 
якщо використовуються сонячні батареї, які забезпечать заряд АКБ у денний 
час (тобто розряд АКБ не буде сильним). При цьому, крім примусової 
генерації, у цьому випадку можна встановити підкачку з мережі. Також може 
отримана вигода при використанні вітрогенератора, якщо вітер слабкий та не 
вистачає енергії для зарядження АКБ, у цьому випадку за вигідним нічним 
тарифом можна підзарядити АКБ. 
По-друге: навіть якщо є звичайна (не багатотарифна) мережа, цей 
режим може стати в нагоді при роботі з такими джерелами як сонячні панелі. 
Щоб у нічний час не відбиралася енергія від АКБ, необхідно виставити час 
заходу сонця і світанку. Для цього випадку можна вимкнути обов'язковий 
заряд під час мінімального тарифу. Для цього необхідно зняти прапорець з 
опції «Обов'язковий заряд при вході в Тарифний режим» у програмі з 
оновлення внутрішнього ПЗ БАП-а (MAP2Gui_.exe розділ «Монітор»), яку 
можна завантажити на сайті https://solarsystem.com.ua/ в розділі техпідтримка 
-> прошивки та паспорти БАП-а. 
Робота в режимі «Підкачування ЕКО зі сторонніми контролерами 
зарядження». Для сторонніх МРРТ підкачування розраховується з формули, 
суть якої полягає в тому, що чим вище значення напруги на АКБ, тим більше 
72 
підкачування. Залежність лінійна kx+b, починаючи з ІакбЕКО (напруга, нижче 
якого відключається підкачування) і Іакб_МАХ (напруга закінчення 
зарядження). Параметр «Відсоток підкачування» визначає значення b. 
Якщо «Відсоток підкачування» дорівнює 0, то починаючи з ІакбЕКО 
підкачування з 0 до максимального значення буде лінійно зростати. 
Якщо заданий «Відсоток підкачування», наприклад, 10% в БАП 
потужністю 3кВт, то починаючи з ІакбЕКО підкачка буде 300 Вт і далі лінійно 
зростати. 
Цим параметром можна регулювати віддачу підкачування в діапазоні 
ІакбЕКО ... Iакб_МАХ. 
Робота в режимі «Підкачування ЕКО з МРРТ. Якщо використовується 
МРРТ (C)mART (з яким БАП має повноцінний зв'язок), то алгоритм 
підкачування для МРРТ (C)mArt наступний: 
Uакб – поточна напруга на АКБ, 
Uакб_В11Е – буферна напруга, значення якої рекомендується 
підтримувати напругою АКБ (IакбПідтрЗаряд), IакбЕКО – поріг 
включення/вимикання ЕКО режиму. 
Якщо UaK6>UaK6_BUF то слід вмикати підкачування по максимуму, тобто 
на максимальну потужність, яку може видати БАП при підкачуванні з 
мережі. 
Якщо ІакбЭКО < Iакб < UaK6_BUF – підкачка дорівнюватиме потужності, що 
видається сонячним контролером плюс потужність, встановлена в пункті 
«Проц.ПідкачкиЕКО» (тобто % від максимальної потужності БАП). 
Для цих двох умов (А та Б) є виняток. Якщо контролер протягом 3 днів 
повністю не зарядив АКБ, то запускається повний цикл зарядження АКБ від 
сонячного контролера. У цьому випадку підкачування буде обмежено 
струмом, що видається сонячним контролером за мінусом поточного струму 
зарядження АКБ. 
Якщо Іакб < ІакбЕКО - підкачка дорівнюватиме струму що видається 
сонячним контролером за мінусом струму зарядження АКБ. 
73 
Робота в режимі «Продаж у мережу». Цей режим доступний лише на 
моделях Hybrid та PROSOLAX. Цей режим практично збігається з режимом 
«Підкачування» і тому дотримуються всі вищеописані алгоритми для 
сторонніх або МРРТ (C) mART. Відмінність полягає лише в тому, що якщо 
навантаження менше максимальної потужності підкачування, яку може 
видати БАП, то всі надлишки БАП віддає (продає) в мережу. У «звичайній 
підкачці» потужність була обмежена навантаженням, хоча БАП міг би 
підкачати і більше. 
Підсумок. Який режим (якщо модель має можливість вибору) та 
параметри, при роботі з альтернативними джерелами краще обирати? 
Для початку необхідно відзначити, як сказано в останній примітці, 
режими ЕКО використовують АКБ в ЕКО режимах. Добре, якщо 
альтернативної енергії багато, але іноді похмуро або включилося 
навантаження, що перевищує потужність альтернативного джерела. У цьому 
випадку не завжди вигідно обмежувати енергію, що віддається в 
навантаження. Можна витратити енергію від АКБ, припускаючи, що коли 
знімається навантаження або вийде сонце, можна підзарядити АКБ. В 
іншому випадку, АКБ буде завжди зарядженою, і коли вийде сонце, а 
навантаження не буде цю енергію не буде куди подіти. 
Параметр, що регулює глибину цього розряду є Uакб. Для АКБ з малим 
ресурсом циклів заряд-розряд – це напруга, яку необхідно виставляти ближче 
(але менше) до UaK6_BUF, з підвищеним ресурсом цей параметр можна ставити 
далі від Uакб_В11. 
Є ще загальне правило на вибір UакбЕКО, але саме значення необхідно 
визначати дослідним шляхом. Чим більше альтернативна енергія, що 
виробляється (в середньому) перевищує споживання (у середньому), тим 
нижче можна встановлювати значення UакбЕКО, а в режимі підкачування 
«відсоток підкачування» ставити більше. Якщо ж альтернативна енергія, що 
виробляється нижче споживання, то UакбЕКО необхідно встановлювати ближче 
74 
до UaK6_BUF і використовувати тільки режим підкачки з мережі із малим 
«відсотком підкачки». 
Крім того, не варто забувати, що якщо використовується альтернативна 
енергія тільки від сонячних панелей, то в нічний час альтернативна енергія 
не надходитиме. У цьому випадку, щоб виключити нічний розряд 
(наприклад, холодильник, опалення тощо), особливо при низькому UакбЕКО та 
великому «відсотку підкачування», бажано використовувати тарифний 
режим. 
Примусова генерація, наприклад, може стати в нагоді, якщо 
використовується мережний інвертор. Крім того, його вигідніше 
використовувати зі сторонніми контролерами МРРТ, де немає повноцінного 
зв'язку з БАП. У будь-якому разі слабким моментом цього режиму є перехід 
на очікування зовнішнього зарядження, якщо напруга впала нижче ІакбЕКО. У 
цьому випадку енергія альтернативних джерел витрачається лише на 
зарядження, причому обмежена струмом зарядження. Тому використання 
цього режиму буде ефективним у тому випадку, якщо енергії від 
альтернативних джерел вистачає для підтримки напруги АКБ вище ІакбЕКО 
протягом усього дня, а також якщо використовується тарифний режим 
протягом доби, в іншому випадку, зниження напруги нижче ІакбЕКО 
відбувається рідко. 
Звідси витікає, що в режимі примусової генерації вигідно ставити 
ІакбЕКО якомога нижче. Але тоді доведеться обирати дорогі АКБ із великою 
кількістю циклів заряд-розряд або частіше їх міняти. Наприклад, якщо 
використовувати LiFeP04 АКБ, режим примусової генерації може бути 
розумним вибором. 
До недоліків даного режиму необхідно віднести досить часте 
перемикання (якщо не виконано умову ефективності) з мережі на генерацію і 
назад і як наслідок зменшення довговічності роботи перемикаючих реле, 
особливо при великих навантаженнях. 
75 
Підкачування мережі. Підкачування при спільній роботі з сонячним 
контролером КЕС МРРТ (C)mART мабуть є найефективнішим режимом, так 
як енергія альтернативних джерел завжди використовується максимально. 
При цьому вибір напруги UакбЕКО вже не так критичний і залежить тільки від 
ресурсу АКБ, яка використовується. Тобто, на відміну від примусової 
генерації є можливість використовувати АКБ з меншим ресурсом. Звичайно, 
у цьому випадку ефективність залучення альтернативної енергії зменшиться 
але є вибір. 
Підкачування для сторонніх МРРТ вигідне, якщо немає можливості 
забезпечити ті умови, які описані вище для вибору примусової генерації. 
Наприклад, якщо використовувати звичайні кислотні АКБ та/або енергія 
альтернативних джерел не забезпечує в потрібному обсязі витрати від 
навантаження. 
На відміну від примусової генерації, підкачування здійснюється лише 
тоді, коли є енергія від альтернативних джерел. Тому щоб максимально 
віддати енергію в навантаження, слід враховувати параметр «відсоток 
підкачування». Тоді навіть за відсутності альтернативної енергії, 
підкачування надходитиме в навантаження за рахунок АКБ. Цей параметр 
залежить від навантаження. Якщо він постійний або частковий, то «відсоток 
підкачування» не варто робити більшим, інакше напруга на АКБ завжди буде 
наближена UакбЕКО. І навпаки, при миттєвому навантаженні необхідно всю 
енергію віддавати в неї, і тому, якщо в цей момент альтернативної енергії не 
вистачає, необхідно забрати її з АКБ, встановивши великий відсоток 
підкачування. 
До недоліків даного режиму слід віднести те, що підкачування працює 
з точністю 20…100 Вт (залежить від моделі), тобто від мережі в 
навантаження завжди буде забиратися ця потужність. 
Підключення до бензогенератора. При використанні БАП спільно з 
бензиновим генератором (або дизельним або газовим генератором) вихід 
220/230 В останнього приєднується за допомогою кабелю до роз'єму для 
76 
підключення до мережі 220/230В на вході БАП. Для моделі PROSOLAX 
підключення можливе на окремий «вхід 2». 
Трифазний комплекс БАП. Трифазний комплекс включає три прилади 
однакової потужності типу БАП PROSOLAX (або БАП HYBRID оснащений 
додатковими модулями синхронізації). Комплекс підключається до єдиного 
масиву АКБ. Спосіб підключення до АКБ та налаштування ємності АКБ не 
відрізняється від налаштування у звичайному виконанні – на кожному 
приладі прописується ємність всього масиву АКБ. 
Для налаштування системи необхідно в меню «Генерація БАП» увійти 
до підкаталогу «Синхронізація БАП» та встановити на одному БАП 
«Ведучий/Фаза 1», а на інших приладах виставити «Фаза 2» і «Фаза 3», 
вони будуть «Відомими фазами», не плутати з ВІДОМИМИ в паралельному 
підключенні БАП. Після того, як введені необхідні параметри та визначені 
прилади по фазах, необхідно з'єднати прилади для їхньої синхронізації. Для 
цього на задній панелі приладу знаходяться роз'єми RJ12, промарковані як 
«X1» та «Х2». Проводами з відповідними роз'ємами з'єднуємо БАПи, вихід 
Х1 одного БАП з входом Х2 іншого БАП (рис. 2.22). 
 
 
Рис. 2.22. Схема з'єднань БАП 
 
Після того як підключили АКБ та проводи синхронізації приладів, слід 
зробити перше увімкнення без навантаження. Вмикаємо спочатку тумблер 
живлення низьковольтної плати на всіх трьох приладах послідовно. При 
увімкненні тумблера можуть виникнути короткі звукові сигнали, після 
увімкнення всіх трьох БАП через кілька секунд сигнал повинен зникнути – 
це означає, що всі три прилади синхронізувалися, інакше буде помилка при 
підключенні або неправильно виставлені параметри в меню приладів. Потім, 
77 
лише на приладі, який визначений як «Ведучий Ф1», слід натиснути кнопку 
«Старт», решта приладів увімкнуться автоматично. Кнопка «Старт» коротко 
на приладах «Фаза 2» та «Фаза 3» працюватиме на Увімкнення/Вимкнення не 
буде. Також слід перевірити роботу приладів у режимі генерації, потім 
відключити прилади (спочатку кнопка «Старт» коротко, потім перемикач 
живлення низьковольтної плати). 
Підключення до мережі 380/400 В. Перед підключенням мережі 
380/400 В слід переконатися, що всі тумблери та автоматичні вимикачі 
знаходяться у вимкненому положенні. 
Для підключення мережі 380/400 В рекомендується використовувати 
клемник відповідної потужності, щоб на кожен прилад йшов свій 
трижильний кабель. Варіант підключення клемника представлений на рис. 
2.23, клемник може бути прибраний у клемну коробку або перебувати у 
розподільчому щиті. 
 
Рис. 2.23. Схема підключення до трифазної мережі 
 
78 
Необхідно увімкнути тумблер живлення (поки НЕ натискати кнопку 
«Старт»). Потім необхідно увімкнути автоматичний вимикач подачі мережі 
220/230 В на кожному приладі. Першим вмикаємо автоматичний вимикач, 
розташований на БАП, який визначений як «Ведучий Фаза1», потім «Фаза 2» 
та «Фаза 3» (рис. 2.23). 
Якщо після увімкнення автоматичного вимикача на приладі «Фаза 2» 
лунають короткі звукові сигнали, то відключаємо ввідний автомат 380/400 В 
та вимикаємо прилади. Далі, необхідно на клемній колодці поміняти місцями 
фази L2 і L3 вхідної мережі 380/400В, після цього повторити процедуру 
включення - звукові сигнали повинні зникнути. В цьому випадку будуть 
правильно розставлені вхідні мережеві фази для їхньої подальшої 
синхронізації. 
Інший варіант - переставити нумерацію фаз у меню, а саме поміняти 
місцями в налаштуваннях «Фаза 2» та «Фаза 3» у ведених БАП. 
Після узгодження вхідних фаз з нумерацією фаз у БАП можна 
увімкнути генерацію кнопкою «Старт» коротко і за наявності зовнішньої 
мережі 380/400 В. Також для цієї системи бажано зробити «занулення», якщо 
схема промислової мережі дозволяє (з'єднання вхідний нуль з власною 
землею на об'єкті) – див. «Детальна схема підключення БАП». 
Функціонал трифазного комплексу БАП. Завдяки синхронізації трьох 
приладів комплекс може забезпечувати безперебійність роботи за трьома 
фазами, при цьому він дає можливість підключати трифазні навантаження. 
Як наведено вище, прилади підключаються до одного масиву АКБ, а їхнє 
зарядження проводиться і регулюється всіма приладами в залежності від 
встановленої ємності та алгоритму зарядження. 
У разі зникнення напруги на одній із фаз, прилад, на якому зникла 
зовнішня напруга, перейде на генерацію від АКБ, два інших продовжать 
транслювати мережу. Система не перейде повністю на генерацію від АКБ у 
тому разі, якщо пропаде напруга мережі на двох фазах, тобто. прилад(-и), на 
якому(-их) збережеться мережа, транслюватиме цю мережу і попутно 
79 
заряджатиме масив АКБ. Зарубіжні аналоги переходять на генерацію від АКБ 
по всіх фазах, якщо живлення зникає на приладі, який визначений 
«Ведучим». У нашому комплексі, навіть якщо живлення пропаде, у тому 
числі і на «Провідному» приладі або на приладах, що залишилися буде 
продовжена трансляція і зарядження масиву АКБ, якщо це потрібно, а на 
генерацію перейдуть тільки ті прилади на яких пропаде зовнішня напруга. 
Такий режим роботи дозволить максимально продовжити час роботи системи 
як генерації від АКБ, так як зарядження масиву АКБ буде продовжено навіть 
одним приладом. 
Слід зазначити, що зарядний струм під час роботи від мережі всіх 
трьох фаз поступово розподілений по фазах БАП, тобто на 1/3 за кожну. У 
разі відсутності напруги на одній з фаз мережі дві інші БАП (які мають 
мережу на вході) заряджають по 1/2 необхідного струму, а якщо залишився 
на мережі один прилад, то він дає повний зарядний струм. При цьому якщо є 
навантаження на фазах БАП, відключених від мережі на фазах БАП, що 
залишилися (на яких мережа не зникла) зарядний струм додається, щоб 
компенсувати це навантаження (наскільки це можливо). Наприклад, для АКБ 
ємністю 400 Ач та напругою 24 В необхідний зарядний струм 40 А (тобто по 
13 А від кожного БАП), у разі зникнення однієї з фаз мережі дві інші 
заряджатимуть по 20 А. Якщо максимальний струм зарядження у приладі 75 
А, то решта (75-20)2=110 А дозволить компенсувати навантаження до 110 А 
х 24 В=2,64 кВт і лише велике навантаження зменшить струм зарядження, а 
навантаження більше 75А х 2 х 24В=3,0 кВт , незважаючи на заряд від інших 
фаз. В останньому випадку, коли напруга на АКБ впаде нижче 11, БАП-и на 
знеструмлених фазах ВИМКНУТЬ генерацію, що залишився/залишилися 
продовжить/продовжать заряд і по досягненню іншим БАП-и на 
знеструмлених фазах відновлять генерацію. 
Також варто зауважити, що прилад кожної фази має обмеження на 
зарядний струм, і при виставленні повної ємності АКБ на екрані РКІ може 
відобразитися обмеження зарядження. Але так як масив АКБ єдиний, повний 
80 
зарядний струм з усіх трьох фаз може забезпечити необхідний струм 
зарядження. 
Наприклад є масив АКБ ємністю 1500 Агод необхідний струм 
зарядження 150 А, БАП 4,5 кВт 24 В має обмеження зарядження 75 А і 
звичайно не забезпечить потрібний зарядний струм, але в трифазному 
з'єднанні кожен БАП заряджатиме по 50 А. Якщо одна з фаз відключиться, то 
два БАП також забезпечать потрібний зарядний струм 2х75 А. І тільки, якщо 
на одному БАП залишиться фаза, то заряд триватиме вдвічі довше (звичайно 
без навантажень по знеструмленим фазам). 
Перехід на заряд визначається провідним, і тільки у разі відсутності 
вхідної напруги на ньому, ініціатива передається БАП на наступній фазі. 
Аналогічно саме провідний БАП визначає вхід/вихід в ЕКО режими (якщо 
вони встановлені). Працездатність системи зберігається і у разі повного 
зникнення мережі по всіх трьох фазах, тоді всі три прилади перейдуть на 
генерацію. 
Трифазна паралельна робота. Якщо необхідно наростити потужність 
трифазної мережі, потрібно з'єднати прилади відповідно до схеми, що 
представлена на рис. 2.24, як приклад наведена схема з 9 приладів (3 прилади 
на фазу). Якщо необхідно наростити до 30 приладів, то додаються введеня 
кожної фази за аналогією з рис. 2.22. 
 
Рис. 2.24. Схема синхронізації у трифазній мережі (приклад на 9 
приладів) 
81 
Далі необхідно правильно виставити фази для головних приладів (на 
рис.2.24 вони верхні, з'єднані червоним кольором) відповідно до опису. 
Виставити у них у меню кількість відомих, у всіх відомих вказати, що вони 
ведені, для цього зайти в меню БАПа, вибрати пункт меню «Генерація БАП». 
Вибрати підменю: "Синхронізація БАП". 
Відповідно виставити функцію приладу: ВЕДУЧИЙ/Фаза 1 (відповідно 
для інших фаз: Фаза 2 і Фаза 3) або ВЕДОМИЙ 
Встановити кількість ведених приладів: у меню «Б/Диз.ГенерУВМБ 
МРРТ» -> «Кількість Відом. БАП» (встановлюється у кожного фазного 
приладу повна кількість ВІДОМИХ, у ведених приладів 1, у останнього в 
ланцюжку веденого 0). 
Ідеологія, архітектура та базова функціональність. У системі є 
функції читання/запису даних з/на БАП, читання даних контролера МРРТ, 
батарейного монітора, СМС. Принцип побудови – модульний. Архітектура 
трирівнева: збирання даних, зберігання та відображення. 
Система передбачає підключення по послідовному порту (або за 
допомогою вбудованого в БАП або контролер МРРТ адаптера або за 
допомогою окремого адаптера USB-RS232) одного БАП (один USBпopт 
мініПК), або одного контролера (другий USBпopт мініПК) або двох цих 
пристроїв одночасно. Також передбачено використання зовнішнього GSM 
модему для налаштування СМС повідомлень та управління (третій USBпopт 
мініПК). Четвертий USBпopт мініПК зайнятий USB накопичувачем, на який 
встановлена вся система і ведеться база даних із параметрами системи. 
Опції. Моніторинг та управління БАП. Моніторинг МРРТ (МРРТ має 
бути підключений до мініПК окремим кабелем). Включно з МРРТ для 
вітрогенератора з датчиком оборотів. 
Отримання, облік та відображення сумарних струмів від усіх МРРТ, 
підключених до БАП на шині PC. 
Налаштування СМС повідомлень та СМС управління БАПом з 
дозволено тільки для довірених номерів. 
82 
Модульний веб-інтерфейс. Відобразяться лише елементи, що 
відображають реально увімкнені пристрої. 
Візуально адаптований інтерфейс із підказками. За кольором іконок 
можна швидко оцінити стан роботи системи. Фактично - застосовано підхід 
промислових інтерфейсів, адаптованих на швидке сприйняття оператором 
Моніторинг батарейних систем LiFeP04 з BMS модуля PROSOLAX 
безпосередньо. Побудова практично будь-яких графіків у реальному часі, 
миттєвих та растрових графіків з накопиченої історії, а також мульти-
графіків (кілька параметрів одночасно) 
Повна інформація про БАП для можливості надсилання до служби 
підтримки та максимально гнучка конфігурація системи завдяки веб-
інтерфейсу, через перегляд syslog Усі налаштування системи та БАП в 
окремій області, захищеній логіном/паролем 
Функція монітора батареї. Окремий опис у файлі battery_monitor.rtf 
(на USB-накопичувачі). Враховує реальну витрату ампер-годин з батареї та 
витрату батареї у %, залежно від струмів розряду. Дозволяє самостійно 
виконувати КТЦ (контрольно-тренувальні цикли) та вимірює ємність АКБ за 
алгоритмом з використанням таблиці напруги розімкнутого ланцюга. 
Є можливість відключення генерації 220/230 В інвертором БАП під час 
падіння ємності АКБ до заданого рівня, тобто при певному % глибини 
розряду. Наприклад, якщо ви бачите 20%, це означає, що DOD (глибина 
розряду) складає 80%. Якщо DOD або спожиті ампер-години перевищили 
налаштування, то надсилається команда БАП - ВИКЛ і БАП припиняє 
генерацію. 
Робота з базою даних (відновлення / резервне копіювання / очищення). 
Віддалене вимкнення або будь-які команди *nix серверам залежно від даних 
монітора. Наприклад, вимкнення певних серверів при рівні глибини розряду 
DOD 80%. Окремий опис у файлі servers_off.rtf. 
83 
Моніторинг в реальному часі через веб-інтерфейс роботи основних 
сервісів: БАП, МРРТ, батарейного монітора, CMC, mySQL з можливістю 
зупинки/запуску. 
Стійкість до помилок у каналах зв'язку. Інтерфейс написаний 
практично без застосування растрової графіки, що дозволяє йому дуже 
швидко завантажуватись навіть на «тонких» каналах зв'язку 
E-mail повідомлення. Функція майстер-вузла, що дозволяє створювати 
та відстежувати розподілену систему інверторів та контролерів із загальними 
батарейними блоками використовується RaspberryPi 3, його, як і будь-який 
інший комп'ютер, рекомендується вимкнути/перезавантажувати штатним 
чином. Через меню СИСТЕМА -> СЕРВІСИ. 
Сам RaspberryPi 3 під час роботи використовує мінімум ресурсів. 
Середнє завантаження процесора – не більше 3% 
Додаткові відомості необхідні для моніторингу. На порту 10000 
доступний спрощений інтерфейс адміністратора WEBMIN, тобто. 
http://your_IP:10000. За допомогою якого можна встановити необхідні IP-
адресу та коректний час. Логін/пароль за замовчунням: admin/microart. 
Також можливо встановити GSM модем і виконати налаштування 
оповіщення та керування через СМС команди. Модем слід попередньо 
перевести в режим "тільки модем". Для підключення, враховуючи габарити 
3G модему необхідний USB 2.0 сумісний подовжувач. GSM модем 
підключається до будь-якого вільного USB-порту мініПК. Неякісний шнур 
може призвести до збоїв та проблем у роботі. Оскільки багато сучасних 
модемів 4G складно переводяться або не переводяться зовсім у режим 
«тільки модем», рекомендую перед придбанням переконатися у такій 
можливості. 
За наявності двох пристроїв (БАП та МРРТ) приблизний приріст 
розміру бази даних – близько 4-5 ГБ на рік. Розділ БД на USB-накопичувачі – 
близько 10 ГБ. Поточний розмір бази можна переглянути в розділі 
"СИСТЕМА" - "РОБОТА З БД". При досягненні базою даних великого 
84 
обсягу, можна або очистити таблиці за допомогою кнопки «очистити 
таблиці» і вести БД заново або зберегти БД на інший носій, або просто 
«створити» образ системи на новий носій, а старий з БД покласти на полицю 
на збереження. 
У разі трифазних систем або кількох запаралелених БАП PROSOLAX 
рекомендовано скористатися функцією МАЙСТЕР ВУЗОЛ, де можна 
налаштувати виведення на один екран показань кількох пристроїв. Можна 
налаштувати систему або відключити її від мережі, і вона зберігатиме всі 
дані про стан вашої мережі та пристрої на накопичувачі USB. У подальшому, 
підключивши систему до мережі або ПК, можна переглянути необхідні дані 
за допомогою меню ІСТОРІЯ. 
При підключенні пристрою до мережі Internet моніторинг/керування 
можна здійснювати з будь-якого пристрою, підключеного до Internet. 
Коротку інструкцію щодо підключення ПАК «Solar power» до Internet можна 
переглянути на сайті [24]. 
Система за замовчуванням не дозволяє дистанційно вимикати БАП і 
редагувати критично важливі параметри, якщо це потрібно користувачеві, 
також необхідно відредагувати файл monitor.ini за допомогою ПК перед його 
встановленням в БАП. Також коригуванням параметрів у файлі monitor.ini 
можна встановити мову інтерфейсу, спосіб отримання IP-адреси, глибину 
парольного захисту тощо. 
Інтерфейс програми ПАК «Solar power» представлено на рис. 2.25. 
Система має абсолютно зрозумілий і логічний інтерфейс, необхідні 
підказки і не викликає жодних труднощів при експлуатації, докладні описи 
всіх можливостей та необхідні програми можна знайти у файлах описів, 
встановивши USB-накопичувач у ПК 
 
85 
 
Рис.2.25. Інтерфейс програми 
 
2.6 Висновки до розділу 2 
 
У другому розділі було запропоновано структурі та склад 
інтелектуальної системи електропостачання для фермерського господарства, 
яка має «класичне» компонування, що складається з вітрогенератора, 
сонячних панелей, контролера, акумулятора та інвертора, який перетворює 
напругу 48 В на напругу змінного струму 220 В. Також мною було 
встановлено оптимальні кути нахилу сонячних модулів для центральної 
частини України, що складають 40° влітку та 70° взимку. 
 
 
 
 
 
 
 
86 
РОЗДІЛ 3 
ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ПОБУДОВИ ІНТЕЛЕКТУАЛЬНОЇ 
СИСТЕМИ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ФЕРМЕРСЬКОГО 
ГОСПОДАРСТВА 
 
3.1 Техніко-економічний розрахунок 
 
В економічній частині визначимо собівартість електричної енергії, яка 
виробляється гібридною електростанцією. Вартість основних компонентів 
представлена у таблиці 3.1. 
 
Таблиця 3 
Вартість основних компонентів гібридної електростанції 
Найменування компонента  Кількість, Ціна, грн  Вартість, 
шт грн  
Сонячна батарея Sunway SW500 520  3900   2028000 
Вітрогенератор потужністю 50 5  1658557,50 8292787,5 
кВт від фірми Condor Air 50 
Акумулятор LITEH POWER LT 40  198784,66 7951386,4 
48-400 
БАП PROSOLAX X3-20K-TL 5  69639,10 348195,5 
Дизель-генераторна установка 1  332290  332290  
SDMO K28H 
Разом     18952659 
 
Річний витрата електроенергії визначаємо за формулою [8] 
 
Рріч = Едоб ⋅ Д рік = 502 ⋅365 =183230 кВт, 
 
87 
де Едоб = 502  кВт– загальне середньодобове споживання; 
Д рік = 365 днів – кількість днів у 2022 році. 
 
Моделі обладнання, що закуповується та його вартість визначена 
раніше в п.п 2.4. 
Витрати на фотоелектричну станцію визначаються за формулою 
 
ВФТС = ВСМ + ВАК + Вінв + Вконтр + ВБМР +  
+ Впровод + ВПР + Вобслуг + Вінші ,
 
де ВСМ  – витрати на сонячні модулі. Вартість сонячної батареї 160 Вт 
«Квазар мікро» складає 4097,23 грн; 
ВАК  – витрати на акумулятори. Вартість акумулятора Haze HZY 12-200 
становить 20021,75 грн; 
Вінв – Витрати на інвертор. Вартість інвертора БАП «PROSOLAX» 
складає 13623,87 грн; 
Вконтр  – Витрати на контролер. Вартість контролера Blue Solar MPPT 
складає 28373,18 грн; 
ВБМР  – витрати на будівельно-монтажні роботи 
 
ВБМР = (ВСМ + ВАК + Вінв + Вконтр ) ⋅0,1=
 
= (4097,23+ 20021,75+13623,87 + 28373,18) ⋅0,1= 6611,6 грн.,
 
Впровод  – витрати на проведення проводки, складаються з вартості 
проводу та вартості його монтажу та укладання 
 
Впровод = Вварт.провод + 0,1⋅Вварт.провод =  
 
88 
де Вварт.провод  – вартість проводу. 
Для з'єднання сонячних панелей з контролером необхідно приблизно 
20 м спеціального кабелю для сонячних панелей марки PV1-F перерізом 4 
мм2. 
Вартість проводу PV1-F 60,42 грн. за погонний 1 м. Для з'єднання 
контролера, інвертора та розподільчого щитка знадобиться близько 10 м 
трижильного кабелю зниженої горючості марки ВВГнг 3х4,0 вартістю 32 грн 
за погонний 1 м. 
 
Впровод = (20 ⋅60,42 +10 ⋅32) + 0,1⋅ (20 ⋅60,42 +10 ⋅32) =1681,24  грн. 
 
Витрати на поточний ремонт 
 
ВПР = 0,012 ⋅ (ВСМ + ВАК + Вінв + Вконтр + ВБМР + Впровод ) =  
= 0,012 ⋅ (4097,23+ 20021,75+13623,87 + 28373,18+1681,24) = 813,6 грн.
 
Витрати на обслуговування Вобслуг . Обслуговуванням станції, що 
проектується, займається 1 людина, що приходить 1 раз на 2 місяці. Виклик 
фахівця коштує 900 грн. або 450 грн. на місяць або 5400 грн. на рік; 
Інші витрати Вінші  визначаємо за формулою 
 
Вінші = 0,1⋅ (Ва.з + Вобслуг + ВПР ),  
 
де Ва.з  – загальні витрати на обслуговування. 
 
Ва.з = 0,08 ⋅ (ВСМ + ВАК + Вінв + Вконтр + ВБМР + Впровод ) =  
= 0,08 ⋅ (4097,23+ 20021,75+13623,87 + 28373,18+1681,24) = 5424 грн.
 
89 
Вінші = 0,1⋅ (5425+ 5400 + 813,6) =1163,9 грн. 
ВФТС = 4097,23+ 20021,75+13623,87 + 28373,18+1681,24 +
 
+1681,24 + 813,6 + 5400 +1163,9 = 76856,01грн.
 
Собівартість 1 кВт електричної енергії, що виробляється гібридною 
електростанцією 
 
Ва.з + В
S обслуг + ВПР + Вінші = 5424 + 5400 + 813,6+1163,9
EE = =2,4  грн/кВт. 
Ерік 527,4
 
3.2 Висновок до розділу 3 
  
За результатами розрахунку загальну вартість матеріалів створення 
гібридної електростанції складає 18952659 грн. Собівартість 1 кВт 
електричної енергії виробленої проектованою станцією складає 2,4 грн/кВт. 
Термін окупності понад 10 років. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
90 
ВИСНОВКИ 
 
У магістерській роботі проведено дослідження на тему «Підвищення 
енергоефективності фермерського господарства за рахунок 
впровадження інтелектуальної системи електропостачання». 
Аналіз інформаційних джерел показав, що в даний час використання 
відновлюваних джерел енергії в умовах фермерських господарств практично 
відсутній. Ці сільськогосподарські підприємства змушені використовувати 
найпоширеніші способи одержання електричної енергії. Використовують в 
основному енергію сонця в якості джерела для нагрівання води, також у 
деяких випадках відсутнє використання холодильників та морозильних камер 
для зберігання виготовленої продукції або для охолодження молока. А при 
пасовищному утриманні великої рогатої худоби життєдіяльність 
фермерських підприємств може протікати без будь-якого енергопостачання, 
при цьому використання технологічних машин для прискорення виконання 
технологічних процесів неможливе. Тому розвиток альтернативних 
технологій отримання електроенергії має значення для фермерських 
господарств. 
Проєктована інтелектуальна система електропостачання має 
«класичне» компонування, що складається з вітрогенератора, сонячних 
панелей, дизельної електричної установки, акумуляторного енергоблока, 
контролера та інвертора. 
Середньодобове споживання фермерського господарства, що 
розглядалося в роботі, згідно з розрахунками складає 502 кВт. 
При розробці структурної схеми та виборі компонентів гібридної 
електростанції застосували власні дані про електричні навантаження та дані 
інформаційних джерел про сонячну та вітряну обстановку в центральній 
частині України: 
− потужність гібридної електростанції 520 кВт/добу; 
91 
− середньорічна швидкість вітру від 3,4 до 4,9 м/с, що відповідає 
вітряному потенціалу від 45,99 до 92,68 Вт/м2; 
− показник сонячної активності - потік сонячної енергії в сонячний 
день становить 700 Вт/м2; 
- середньодобовий час освітлення фотоелемента 8 годин. 
Прийнято потужність споживання для вітрогенератора 260 кВт, 
потужність споживання фотоелементів також 260 кВт. 
Для розробки інтелектуальної гібридної системи електропостачання 
фермерського господарства обрано наступне обладнання: 
− сонячна батарея Sunway SW500 – 520 од.; 
− вітрогенератор Condor Air 50 потужністю 50 кВт – 5 од.; 
− акумулятор LITEH POWER LT 48-400 – 40 од.; 
− програмно-апаратний комплекс PROSOLAX X3-20K-TL 48сB 20кВт 
3-х фазний (60 кВт) – 5 од.; 
− дизель-генераторна установка SDMO K28H – 1 од. 
Для управління роботою інвертора у складі гібридної інтелектуальної 
електростанції безкоштовно надається програмне забезпечення, доступне на 
сайті https://solarsystem.com.ua/. 
За результатами розрахунку загальну вартість матеріалів створення 
гібридної електростанції 18952659 грн. Собівартість 1 кВт електричної 
енергії вироблюваної проектованої станцією становило 2,4 грн/кВт. Термін 
окупності понад 10 років. 
 
 
 
 
 
 
 
92 
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
1. Перспективи розвитку відновлюваної енергетики в Україні до 2030 
року / Дольф Жілен, Дегер Сайгін, Ніколас Вагнер. - IRENA (2015), 
REmap 2030. 
2. Відновлювані джерела енергії / За заг. ред. С.О. Кудрі. – Київ: Інститут 
відновлюваної енергетики НАНУ, 2020. – 392 с. 
3. Енергетичне сільське господарство в Україні. [Електронний ресурс] // 
https://undpukraine.exposure.co/post-245557 (дата звернення 20.09.22) 
4. Кобець Б.Б., Волкова І.О. Інноваційний розвиток електроенергетики на 
основі концепції Smart Grid. - М.: ІАЦ Енергія, 2016. - 208 с. 
5. Як вибрати сонячну батарею? Які сонячні батареї найкращі? 
[Електронний ресурс] // https://sun-energy.com.ua/ (дата звернення 
21.09.22) 
6.  Українська енергетика [Електронний ресурс] / https://ua-energy.org/ 
(дата звернення 21.09.22) 
7. Сонячні батареї альтернативні джерела енергії: Арсенідгалієві сонячні 
батареї. [Електронний ресурс]// Електронне текстове видання – 2018. 
Режим доступу: http://www.solarbattery.com.ua/arsenid-gallievyie-
solnechnyie-batare (дата звернення 22.09.22). 
8. Малі учасники ВДЕ-ринку в Україні. Дослідження сегменту генерації 
встановленою потужністю до 1 МВт /Андрій Зінченко, Анна 
Кунбуттаєва . – Видано Фондом ім. Гайнріха Бьолля, Бюро Київ – 
Україна Липень 2020. 
9. Preventing Catastrophic Impacts з Adverse Cyber-Physical Events. — 
CISW-SG 2017 Smart Grid Survivability Workshop, Arlington, Virginia 
USA, October 13–14, 2017. 
10. Українська вітроенергетична асоціація. [Електронний ресурс]//  
https://www.uwea.com.ua/. (дата звернення 01.10.22). 
93 
11. Вітрова енергетика України. [Електронний ресурс] // 
https://uk.wikipedia.org/wiki/ (дата звернення 01.10.22). 
12. Краматорський завод важкого верстатобудування. 
https://uk.wikipedia.org/Краматорський_завод_важкого_верстатобудува
ння (дата звернення 01.10.22). 
13. Robertson J. Security experts offer caution on Smart Grid. - Associated 
Press, July 31, 2019. 
14. Кодекс систем розподілу затвердженим постановою НКРЕКП від 
14.03.2018 р. № 310 (із змінами, внесеними згідно з Постановами 
НКРЕКП № 2595 від 03.12.2019 та від 24.06.20 р. № 1209).  
15. Одинока Р.А. Перспективи впровадження системи smart grid на 
території фермерських господарств / Р.А. Одинока, С.Ю. Протасов / 
Збірник тез доповідей студентської науково-практичної конференції 
ЧДТУ: 19–22 квітня 2022 р. [Електронний ресурс] / [упоряд. : 
Батраченко О. В., Бєляєва С. С., Захарова О. В. та ін.] ; М-во освіти і 
науки України, Черкас. держ. технол. ун-т. – Черкаси : ЧДТУ, 2022. – 
С. 113. 
16. Жаркін О. Ф. Попов В. А., Ткаченко В. В. Оптимальне секціонування 
повітряних розподільчих мереж в умовах застосування розподіленої 
генерації. Технічна електродинаміка. 2017. № 2. С. 61 - 69. 
17. Kawano F., Baber G. P., Beaumint P. G., Fakushima K., Miyoshi T., Shono 
T., Ookubo M., Tanaka T., Abe K., Umeda S. Intelligent protection relay 
system for smart grid. — Developments in Power System Protection, 10th 
IET International Conference (DPSP 2016), 29 March — 1 April 2016, 
Manchester, UK. 
18. Янсон, Р.А. Вітроустановки: навчальний посібник / Р.А. Янсон. - М.: 
Изд-во МДТУ імені Н.Е.Баумана, 2007. - 36 с. 
19. Вітрогенератор Condor Air 50 [Електронний ресурс] // http://ust.su/ (дата 
звернення 15.10.22). 
94 
20. Сонячні електростанції [Електронний ресурс]. // 
https://solarsystem.com.ua/ (дата звернення 20.10.22). 
21. Акумулятори. [Електронний ресурс] // https://generator.ua/ (дата 
звернення 22.10.22). 
22. Solax power. [Електронний ресурс] // https://solaxukraine.com.ua/ (дата 
звернення 23.10.22). 
23. Дизель-генераторні установки [Електронний ресурс] 
https://vinur.com.ua/ (дата звернення 01.11.22). 
24. https://solarsystem.com.ua/ [Електронний ресурс] (дата звернення 
15.11.22).
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
