ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДУ ВРАХУВАННЯ ВПЛИВУ ЛОКАЛЬНОЇ РОЗПОДІЛЬЧОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА БАЛАНС ПОТУЖНОСТІ ГІБРИДНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ

ПОДБОРНОВ, В’ячеслав Юрійович

Please use this identifier to cite or link to this item: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9134

Title:	ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДУ ВРАХУВАННЯ ВПЛИВУ ЛОКАЛЬНОЇ РОЗПОДІЛЬЧОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА БАЛАНС ПОТУЖНОСТІ ГІБРИДНИХ ЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ
Authors:	Самойлик, Олександр Васильович ПОДБОРНОВ, В’ячеслав Юрійович
Keywords:	методи оцінки;баланс потужності;розподілена генерація;споживча енергосистема
Issue Date:	Dec-2024
Abstract:	Метою роботи є доопрацювання методу врахування впливу локальної розподільчої генерації на баланс потужності гібридних електричних систем. Для досягнення вказаної мети поставлено і вирішено наступні завдання: аналіз впливу розподіленої генерації (РГ) на баланси потужності та енергії енергетичної системи (ЕС); оцінка ефективності існуючої та перспективної структурної ієрархії диспетчерського управління РГ; врахування впливу горизонту прогнозування на похибку прогнозу потужності і вироблення РГ на основі відновлювальних джерел енергії; вибір і обґрунтування методу врахування впливу розподіленої генерації на баланс потужності і енергії електроенергетичних систем. У результаті проведених досліджень показано, що поява і поширення розподіленої генерації при її неврахування в балансах призводить до виникнення окремої складової, що не включається в існуючу ієрархію оперативно-диспетчерського управління і не враховується в балансах потужності і енергії; встановлено, що непряме врахування всіх видів РГ в складі навантаження або неврахування РГ при зростанні її частки буде приводити до збільшення похибки прогнозу навантаження і планування балансів, тому що РГ має нерегулярний характер генерації потужності і електроенергії; запропоновано територіально-мережевий принцип використовує в якості основи мережеву ієрархію оперативно-технологічного управління, що склалася, з наділенням повноваженнями інформаційного ведення рівнів, починаючи з районних електричних мереж. Доповнення ієрархічної структури включає створення нових рівнів управління: споживчу енергосистему і віртуальну енергосистему.
URI:	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9134
Appears in Collections:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Files in This Item:

File	Description	Size	Format
МР_Подборнов_мЕСЕ_34.pdf Restricted Access		1.75 MB	Adobe PDF	View/Open Request a copy

Show full item record

Extracted text

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

«До захисту допущено»
Завідувач кафедри ЕТС
Олександр СИТНИК
______________________
“_____” __________2024 р.

Кваліфікаційна робота
на здобуття ступеня вищої освіти магістра

на тему:
«ДООПРАЦЮВАННЯ МЕТОДУ ВРАХУВАННЯ ВПЛИВУ ЛОКАЛЬНОЇ
РОЗПОДІЛЬЧОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА БАЛАНС ПОТУЖНОСТІ ГІБРИДНИХ
ЕЛЕКТРИЧНИХ СИСТЕМ»

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

ПОДБОРНОВ В’ячеслав Юрійович ____________
(прізвище, ім’я, по-батькові здобувача вищої освіти) (підпис)

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

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

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

Черкаси 2024 р.
3

РЕФЕРАТ

Повний обсяг магістерської роботи складає 116 сторінок,
16 ілюстрацій, 3 таблиці, список використаних джерел, що містить
81 найменування на 11 сторінках.
Метою роботи є доопрацювання методу врахування впливу локальної
розподільчої генерації на баланс потужності гібридних електричних систем.
Для досягнення вказаної мети поставлено і вирішено наступні
завдання: аналіз впливу розподіленої генерації (РГ) на баланси потужності та
енергії енергетичної системи (ЕС); оцінка ефективності існуючої та
перспективної структурної ієрархії диспетчерського управління РГ;
врахування впливу горизонту прогнозування на похибку прогнозу
потужності і вироблення РГ на основі відновлювальних джерел енергії; вибір
і обґрунтування методу врахування впливу розподіленої генерації на баланс
потужності і енергії електроенергетичних систем.
У результаті проведених досліджень показано, що поява і поширення
розподіленої генерації при її неврахування в балансах призводить до
виникнення окремої складової, що не включається в існуючу ієрархію
оперативно-диспетчерського управління і не враховується в балансах
потужності і енергії; встановлено, що непряме врахування всіх видів РГ в
складі навантаження або неврахування РГ при зростанні її частки буде
приводити до збільшення похибки прогнозу навантаження і планування
балансів, тому що РГ має нерегулярний характер генерації потужності і
електроенергії; запропоновано територіально-мережевий принцип
використовує в якості основи мережеву ієрархію оперативно-технологічного
управління, що склалася, з наділенням повноваженнями інформаційного
ведення рівнів, починаючи з районних електричних мереж.

4

Доповнення ієрархічної структури включає створення нових рівнів
управління: споживчу енергосистему і віртуальну енергосистему.
Ключові слова: методи оцінки, розподілена генерація, споживча
енергосистема, баланс потужності, інтервал корекції потужності,
віртуальна електростанція, підстанція, диспетчерське управління

5

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ, СИМВОЛІВ,
СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ……………………………………………….. 7
ВСТУП………………………………………..…………………………… 9
РОЗДІЛ 1.
ВПЛИВ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА БАЛАНСИ
ПОТУЖНОСТІ ТА ЕНЕРГІЇ…………………………………………….. 16
1.1 Основні особливості розподіленої генерації……………….…. 16
1.2 Розподілена генерація в Україні……………..………………… 18
1.3 Порядок формування балансів потужності та енергії……..….. 29
1.3.1 Теоретичні основи………………………………………... 29
1.3.2 Підходи до формування балансів потужності та
енергії. Ієрархія диспетчерського управління
енергосистемами……………………..………………………… 31
1.3.3 Принципи, методи і засоби підтримки балансів……….. 35
1.3.4 Інформаційне забезпечення регулювання балансів
потужності та енергії…………………………………………... 40
Висновки до розділу 1………………………………………………. 42
РОЗДІЛ 2
ПИТАННЯ УПРАВЛІННЯ РОЗПОДІЛЕНОЮ ГЕНЕРАЦІЄЮ У
СКЛАДІ ЕНЕРГОСИСТЕМИ……………………………………………. 43
2.1 Проблема управління розподіленої генерацією…….……….… 43
2.2 Вплив РГ на формування балансів потужності та енергії……. 47
2.2.1 Збільшення похибки прогнозу і планування балансів… 48
2.2.2 Наслідки збільшення похибки прогнозу навантаження
внаслідок функціонування РГ………………………………..... 59
Висновки до розділу 2………………………………………………. 67

6

РОЗДІЛ 3
ТЕРИТОРІАЛЬНО-МЕРЕЖЕВИЙ ПРИНЦИП ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ
БАЛАНСІВ ПОТУЖНОСТІ ТА ЕНЕРГІЇ ЕНЕРГОСИСТЕМ З
РОЗПОДІЛЕНОЮ ГЕНЕРАЦІЄЮ………………..…….………………. 69
3.1 Неефективність безпосередньої інтеграції РГ в існуючі рівні
диспетчерського управління……………..…………………………. 69
3.2 Територіально-мережевий принцип формування балансів
потужності та енергії…………………………………………….….. 73
3.2.1 Суть територіально-мережевого принципу……….……. 73
3.2.2 Скорочення зон контролю за балансами.
Спостереженість і керованість об'єктів РГ…………………… 77
3.2.3 Скорочення диспетчерського та комерційного
інтервалів на рівнях ведення і управління РГ. Пріоритет
оперативного планування перед
короткостроковими…………….……………………………… 79
3.2.4 Доцільність автоматичної корекції графіка потужності
на рівнях ведення і управління РГ……………………………. 83
3.3 Характеристика електричних навантажень РГ………………... 87
3.4 Вплив інтервалу усереднення графіка на параметри
планованих навантажень РГ……………..…………………………. 90
3.5 Вплив інтервалу корекції потужності РГ на похибку
прогнозування, планування і підтримки балансів споживчих
енергосистем………………………………………………………… 92
3.6 Характеристика стратегій завантаження розподіленої
генерації……………………………………………………………… 96
Висновки до розділу 3………………………………………………. 100
ВИСНОВКИ……………………………………………………………….. 104
СПИСОК ВИКОРИСТАННИХ ДЖЕРЕЛ………………………………. 106

7

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,
СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

АРЧП – автоматичне регулювання частоти та потужності
АСДУ – автоматизована система диспетчерського управління
АСКОЕ – автоматизована система контролю і обліку електроенергії
АСУ ТП – автоматизована система управління технологічними
процесами
АЧР – автоматичне частотне регулювання
ВВ – виробниче відділення електричних мереж
ВДЕ – відновлювані джерела енергії
ВЕ – віртуальна електростанція
ВЕС – вітрові електростанції
ГО – генеруючі об’єкти
ГТУ – газотурбінні установки
ДІ – диспетчерський інтервал
ЕЕ – електроенергія
ЕС – енергетична система
ІКП – інтервал корекції потужності
КВВП – коефіцієнт використання встановленої потужності
КГУ – когенераційні установки
КІ - комерційний інтервал
МГЕС – малі гідроелектростанції
ОДУ – об’єднане диспетчерське управління
ОЕС – об’єднана енергосистема
ПГУ парогазові установки
РГ – розподілена генерація
РДУ – регіональне диспетчерське управління
РЗА – релейний захист та автоматика
РМК – розподільна мережева компанія
8

РРЕП – роздрібний ринок електричної потужності
САОН – спеціальна автоматика обмеження навантаження
СЕ – споживча енергосистема
СЕС – сонячні електростанції
СО – системний оператор
ТП - трансформаторна підстанція
ФЕС – фотоелектричні станції
ЦДУ – централізоване диспетчерське управління
ЦУМ – центр управління мережами
ЧГВВП – число годин використання встановленої потужності
ЧГВВП – число годин використання встановленої потужності

9

ВСТУП

Актуальність і ступінь розробленості теми дослідження. Складання
балансів потужності та енергії – класична задача в електроенергетиці.
Коріння її виникнення йдуть в першу чверть XX ст., коли вивчення
самосинхронізації дозволило успішно об'єднувати на паралельну роботу
велику кількість генераторів електричних станцій. Далі в роботі під
поняттями «баланс потужності» і «баланс енергії» розуміються, відповідно,
баланс активної потужності і баланс активної енергії.
Планування і підтримання балансів потужності та енергії в
енергосистемі нерозривно пов'язане з оперативно-диспетчерським
управлінням її об'єктами [1, 2]. Структура управління включає кілька рівнів
ієрархії. Верхній і середній рівні представлені диспетчерськими центрами
системних операторів. Рівні, що розташовані нижче, представлені
диспетчерськими і технологічними службами енергокомпаній. Часова
ієрархія управління має розподіл завдань на оперативні, короткострокові і
довгострокові. Останні пов'язані з питаннями перспективного розвитку.
Існує загальносвітова тенденція розвитку і поширення розподіленої
генерації (РГ) [3 - 6]. Під терміном «розподілена генерація» в роботі
розуміється сукупність модульних генеруючих установок потужністю до
25 МВт, які б виробляли електричну енергію поблизу точки споживання. В
об’єднаний енергетичної системи більшість об'єктів РГ підключається до
розподільних мереж і систем внутрішнього електропостачання споживачів на
класі напруги 0,4 - 110 кВ. В ОЕС РГ представлена, перш за все, установками
на основі відновлюваних джерел енергії, а також вуглеводневому паливі.
Планування і підтримання балансів потужності та енергії в
енергосистемі (ЕС) здійснюється структурами комерційного і системного
операторів (СО) на основі правил і регламентів оптового ринку шляхом
прогнозування графіків навантаження, планування графіків генерації і їх
10

оперативної корекції. РГ може не входити в існуючу ієрархічну структуру
оперативно-диспетчерського управління об'єктами ЕС.
Одним з головних ознак РГ є її неучасть у роботі оптового ринку.
Отже, РГ безпосередньо не враховується при формуванні балансів
потужності та ЕЕ. Малопотужні генеруючі агрегати, які не надавали
істотного впливу на баланси і режими роботи ЕС, історично не
враховувалися при їх плануванні. В ОЕС України історично генеруючі
агрегати встановленою потужністю до 5 МВт знаходяться в технологічному
управлінні своїх власників і не враховуються в рамках об'єктного підходу до
формування балансів [7 - 8].
Більшість об'єктів РГ – власна (споживча) генерація [8 - 14]. Питання
проектування, експлуатації та управління режимами РГ вирішуються
власниками – в міру кваліфікації і компетенції, часто з мінімальною
координацією за допомогою енергокомпаній, до мереж яких здійснюється
підключення. В даний час це призводить до ряду технологічних і режимних
проблем для суміжних ділянок мереж [15, 16]. Мережеві інтереси при цьому
повинні враховуватися дією стандартів на РГ (при їх наявності), тим не
менше, часто залишають загальносистемні формування балансів потужності
та енергії РГ відкритими [15].
Одинична потужність окремих установок РГ з системних мірками
незначна, але, з урахуванням потенційно великої кількості установок -
десятків і сотень, виникає ціла складова балансів потужності та енергії, що не
потрапляє під централізовану диспетчеризацію і не входить в ієрархію
формування балансів потужності та енергії в енергосистемі. Функціонування
РГ призводить до зниження потужності і вироблення ЕЕ великими
електричними станціями. Відсутність диспетчерського ведення і управління
щодо РГ, самостійне визначення РГ свого графіка роботи призводять до
збільшення нерівномірності графіків навантаження в ЕС і збільшення
похибки їх прогнозування. Світовий досвід показує, що поширення РГ,
особливо на основі ВДЕ, призводить до виникнення похибки прогнозу
11

потужності навантаження і прогнозу (плану) генерації в десятки відсотків
[16].
Збільшення загальної похибки прогнозу навантаження по ЕС
призводить і до нерівномірного збільшення похибок прогнозу потужності
окремих вузлів - центрів живлення розподільних мереж. Системні і мережеві
обмеження на етапі планування режимів контролюються на основі
розрахунку даних режимів з прогнозними знаннями навантажень вузлів.
Збільшення похибок прогнозу вузлових потужностей веде до похибки
розрахунку режимних параметрів, до неможливості контролю мережевих
обмежень, до потенційної перевантаження устаткування. Потреба контролю
мережевих обмежень виникає і в розподільних мережах, де раніше вони
контролювалися тільки на етапі проектування або при виконанні
контрольних замірів. В умовах неспостерігаємої РГ точні розрахунки і
контроль обмежень неможливі.
Перераховані вище особливості вимагають корекції існуючих підходів
до забезпечення балансів ЕЕ і потужності. У багатьох країнах, що зазнають
розвиток РГ, наприклад, на основі ВДЕ, існуючі підходи до вирішення
балансових проблем РГ не є універсальними [17, 18]: статистичне
прогнозування потужності, функціонування системної генерації «за
залишковим принципом» або просто неврахування РГ при наявності
достатньої кількості високоманевреного обладнання на поточний момент
дозволяють вирішувати балансові завдання. Крім того, організаційно
управління РГ спрощено там, де вона належить вертикально-інтегрованих
енергокомпаній, що включає електричні мережі і генерацію, або суміщають
повноваження оперативно-диспетчерського управління і один з видів
діяльності суб'єктів енергетики. Перераховані вище підходи відповідають
технічній політиці переважного розвитку певного джерела енергії,
конкретної техніко-економічної ситуації, побічно встановлюють «ринкове
нерівність» суб'єктів енергетики і не можуть претендувати на роль
універсальних.
12

Ключова проблема вбудовування РГ в існуючу ієрархічну структуру
оперативно -диспетчерського управління – можливість і обґрунтованість
інформаційної взаємодії окремих об'єктів РГ з диспетчерськими центрами.
Вимагає досліджень доцільність формування балансів потужності та енергії
РГ як частиною існуючих рівнів диспетчерського управління ЕС, так і
новими рівнями. Рішення перерахованих вище балансових завдань доцільно з
урахуванням особливостей основних інформаційних систем, що
застосовуються в електроенергетиці для контролю балансів потужності та
енергії. До таких систем відносяться автоматизовані системи
диспетчерського управління, автоматизовані системи контролю та обліку
електроенергії, сучасні «інтелектуальні» автоматизовані інформаційно-
вимірювальні системи. Ефективність контролю РГ даними системами в
значній мірі буде залежати від диспетчерського інтервалу (ДІ) – відрізка
часу, що визначає періодичність зміни заданого значення потужності
генератора. Оперативне і короткострокове планування, оперативне ведення і
управління, інформаційне ведення в рамках оперативно-диспетчерського
управління здійснюються АСДУ, орієнтовані на електричні параметри: рівні
потужності і енергії, швидкості їх зміни, кількість об'єктів управління, –
властиві для великих енергосистем і об'єднань енергосистем.
Відсутність або неефективність інформаційної взаємодії призводить до
значної невизначеності балансової частки і режиму роботи таких об'єктів для
короткострокового і довгострокового планування, а оперативно-
диспетчерське управління неможливо. Організація і підтримка двосторонніх
каналів зв'язку для інформаційного ведення, оперативного управління або
ведення РГ фінансово затратні для власників РГ і повинні бути
обґрунтованими: потенційно велику кількість об'єктів з необхідністю
одночасного управління для досягнення системного ефекту, детальний
розгляд на системному рівні режимних особливостей аж до рівня низьких
класів напруг практичного сенсу не мають [18, 19]. В рамках сучасних
концепцій розвитку ЕС, електричних мереж і джерел електроенергії
13

(концепції активно-адаптивних мереж Smart Grid, розподіленої генерації
Distributed Generation, віртуальних електростанцій Virtual Power Plant)
спостережуваність і керованість об'єктів ЕС є невід'ємними рисами
підвищення її надійності, енергетичної ефективності і економічності
[19 - 21]. Основні положення даних концепцій включають також здатності
самонастроювання окремих об'єктів і локальної самоорганізації груп об'єктів
в ЕС.
Об'єкти РГ мають короткі терміни введення в експлуатацію, звідси
актуально питання довгострокового планування і перспективного розвитку
ЕС з РГ. Питання довгострокового планування і перспективного розвитку
енергосистем з РГ вимагають врахування того факту, що РГ розвивається
переважно власниками – споживачами у відповідності до закономірностей
роздрібного ринку електроенергії. Вимагає дослідження зв'язок електричних
і техніко-економічних параметрів, які впливають на вибір потужності і
стратегії завантаження РГ, і результуючого балансового впливу РГ на
систему. Слід зазначити, що воно доцільно в комплексі для споживчої
енергосистеми в складі «навантаження-генерація». При цьому власна
генерація споживчої енергосистеми є розподіленою по відношенню до
зовнішньої енергосистеми.
Відповідно до технічних рішень потрібен розгляд нової організаційно-
технічної структури оперативного і перспективного управління РГ, або
корекція існуючої. Управління РГ доцільно проводити на більш низькому
рівні, ніж рівень сучасного регіонального диспетчерського управління.
Доцільно розглядати можливості формування балансів потужності та енергії
на рівні споживчих енергосистем з отриманням характеристик небалансів по
потужності і енергії, що покриваються з системи.
Науково-технічний інтерес також представляє питання участі
електричних мереж і мережевих компаній в регулюванні балансів потужності
та енергії за допомогою РГ. Мережеві обмеження лежать в основі балансової-
режимних обмежень у вузлах навантаження, що в сукупності з техніко-
14

економічними факторами найчастіше і є основою для виникнення РГ [8 - 14].
З точки зору підтримки балансової-режимних параметрів поява РГ в
розподільних мережах може бути і корисним [18], однак, необхідність
реконструкції розподільних мереж, призначених для односторонньої роботи,
а також зниження транспорту електроенергії і корисного відпуску з мереж
споживачам невигідно для мережевих компаній. У той же час, наявність у
мереж власної ієрархії оперативно-диспетчерського управління на декількох
рівнях дозволяє розглядати можливість управління, інформаційного ведення
і координації розвитку РГ, підключеної до їхніх мереж. Основним джерелом
інформації для мережевих компаній є системи обліку електроенергії, у т.ч.
АСКОЕ. Вимагає дослідження вплив РГ на вимір електричних параметрів
системами обліку та можливість застосування АСКОЕ для отримання
електричних параметрів функціонування РГ, що впливають на роботу
розподільних мереж.
Від можливості здійснення ефективного інформаційного забезпечення
регулювання балансів потужності та енергії залежить безпосередня
реалізація всієї сукупності завдань для РГ, що розглядається в світовій і
вітчизняної науково-технічній практиці.
Мета роботи – доопрацювання методу врахування впливу локальної
розподільчої генерації на баланс потужності гібридних електричних систем.
Для досягнення мети в рамках роботи вирішувалися наступні
завдання.
1. Аналіз впливу РГ на баланси потужності та енергії ЕС. Оцінка
ефективності існуючої та перспективної структурної ієрархії
диспетчерського управління РГ.
2. Врахування впливу горизонту прогнозування на похибку
прогнозу потужності і вироблення РГ на основі ВДЕ.
3. Вибір і обґрунтування методу врахування впливу розподіленої
генерації на баланс потужності і енергії електроенергетичних систем.

15

Об'єктами дослідження є електроенергетичні системи з об’єктами
розподіленої генерації.
Предметом дослідження є методи розрахунку балансу потужності і
енергії електроенергетичних систем, що містять об’єктами розподіленої
генерації.
Елементи наукової новизна містяться у запропонованому
територіально-мережевому принципу, що використовує в якості основи
мережеву ієрархію оперативно-технологічного управління.
Методологія і методи дослідження. В ході виконання роботи
використовувались методи системного аналізу; методи теоретичних основ
електротехніки; методи математичного моделювання, параметричної
оптимізації, математичної статистики.
Достовірність результатів забезпечена коректним використанням
математичного апарату, відповідністю результатів теоретичного аналізу і
обчислювальних експериментів.

16

РОЗДІЛ 1
ВПЛИВ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ НА БАЛАНСИ
ПОТУЖНОСТІ ТА ЕНЕРГІЇ

1.1 Основні особливості розподіленої генерації

Існує загальносвітова тенденція розвитку і поширення розподіленої
генерації (РГ) [4 - 15]. Масове поширення розподіленої генерації у світі
почалося в середині 90-х рр. XX ст. і пов'язано з розвитком і здешевленням
технологій виробництва електроенергії на основі відновлюваних джерел
енергії та технологій когенерації на основі газопоршневих і газотурбінних
установок. У багатьох країнах світу законодавчо закріплюється її статус і
сукупність її техніко-технологічних ознак [3].
Під терміном «розподілена генерація» в роботі розуміється сукупність
модульних генеруючих установок, які б виробляли електричну енергію
поблизу точки споживання. В Єдиної енергетичної системи України
більшість об'єктів РГ підключається до розподільних мереж і систем
внутрішнього електропостачання споживачів на класи напруги 0,4 - 110 кВ.
В ОЕС РГ представлена, перш за все, установками на основі відновлюваних
джерел енергії. Іншою відмітною ознакою РГ часто виділяють встановлену
потужність в точці приєднання, що не перевищує максимально допустиму
для місцевих (локальних, роздрібних) ринків електроенергії (в України –
25 МВт).
Слід зазначити, що відносно малопотужна генерація
використовувалася в ЕС поряд з розвитком генерації потужністю сотні і
тисячі мегават. Тому наукову проблематику розподіленої генерації
неможливо сфокусуватись на питаннях електропостачання і проблемах
експлуатації окремо взятих генеруючих установок, хоча розгляд впливу
установок часто зручно робити за принципом «від часткового до загального».
Основний розглянутий ефект від появи і поширення розподіленої генерації -
17

це системний ефект впливу безлічі малопотужних обмежено керованих і
обмежено спостережуваних генеруючих установок.
Більшість об'єктів розподіленої генерації представлені наступними
видами установок [5 - 15]:
1. На основі вуглеводневого палива.
1.1. За конструктивним пристрою можна виділити установки:
- поршневі двигуни внутрішнього згоряння (газові, дизельні,
багатопаливні установки);
- осьові газові турбіни, що працюють на безлічі видів газового і рідкого
палива;
- радіальні газові турбіни потужністю близько десятків і сотень кіловат
(мікротурбіни), що працюють на безлічі видів газового і рідкого палива.
1.2. За джерела первинної енергії можна виділити установки:
• використовують газову інфраструктуру (розподільні газові
мережі);
• використовують продукти переробки або вторинні продукти
технологічного циклу (попутний нафтовий газ, шахтний газ, звалища газ, газ
стічних вод, біогаз з вторинних продуктів технологічного циклу);
• використовують місцеві і локальні види палив (дизельне,
керосин, біогаз з біомаси, синтез-газ з вугілля, торфу або деревини та ін.).
2. На основі відновлюваних джерел енергії (за винятком біомаси).
2.1. Сонячні – фотоелектричні;
2.2. Вітрові – всі види вітроенергетичних установок;
Менше поширення отримує розподілена генерація в вигляді малих
гідроелектростанцій, сонячних концентраторів (масиви дзеркал або
параболічні дзеркала для нагріву теплоносія відбитими променями),
приливних електростанцій, геотермальних електростанцій (в тому числі на
основі теплових насосів), хвильових електростанцій і ін.

18

1.2 Розподілена генерація в Україні

В енергетиці України розвиваються нові технології, впроваджуються
інформаційні і діагностичні системи, сучасні засоби вимірювань і управління
[7, 8]. В наш час перед споживачами стоїть вибір: орієнтуватися на
централізовані джерела або використовувати автономну енергетику. В
Україні впроваджується розподілена генерація на основі активного
використання альтернативних джерел енергії: води, сонця, вітру тощо.
За одну ніч на 22 березня 2024 року країна перетворилась з частково
енергопрофіцитної (максимальний експорт понад 700 МВт на початку
березня) в енергодефіцитну (значно пошкоджено 3,0 - 3,5 ГВт потужності,
дефіцит потужності в системі становить до 2 ГВт, з максимальною
потужністю імпорту в окремі години до 1500 МВт) [22]. В європейських
країнах, подібних до України за кліматичними умовами, суттєву роль
відіграють ТЕЦ на біомасі та відходах, обладнані накопичувачами теплової
енергії, що дає їм можливість маневреної електричної генерації [22].
Зростання сонячної та вітрової генерації потребує одночасного
розвитку маневрених потужностей для компенсації нерівномірності
виробництва електроенергії. По мірі вичерпання резервів маневреності
вугільної та гідроенергетики, як маневрена все частіше розглядається газова
генерація, причому з "прицілом" на майбутнє використання українського
біометану та зеленого водню як палива [22, 23]. У роботі [23] дається
наступне визначення: «Розподілене виробництво енергії» (англ. Distributed
power generation) – концепція будівництва джерел енергії та розподільчих
мереж, яка має на увазі наявність великої кількості користувачів, які
виробляють теплову і електричну енергію для власних потреб, а також
спрямовують надлишки в загальну мережу (електричну або теплову).
Підключені до загальних мереж локальні джерела енергії в поєднанні з
засобами накопичення, зберігання та перетворення енергії визначаються як
розподілені енергетичні ресурси (англ. Distributed Energy Resources — DER).
19

Основні характеристики джерел маневреної генерації представлено у
табл.1.1.
Таблиця 1.1

Основні характеристики джерел маневреної генерації

Розподілені джерела енергії поділяються за рівнем впливу на
навколишнє природне середовище та за первинними енергоносіями на:
– відновлювані джерела з слабко-керованим генеруванням –
використовують відновлювані ресурси, але генерування значно відрізняється
залежно від часу доби та погодних умов (вітрові електростанції (ВЕС),
сонячні електростанції (СЕС));
20

– відновлювані джерела з керованим генеруванням – використовують
відновлювані ресурси, мають стабільне генерування протягом встановленого
проміжку часу (малі гідроелектростанції (МГЕС), геотермальні, біогазові
установки тощо);
– не відновлювані джерела з керованим генеруванням –
використовують здебільшого традиційні джерела енрергії, але мають
абсолютно керований процес генерування (когенераційні установки (КГУ),
парогазові та газотурбінні установки (ПГУ, ГТУ) та ін.).
На рис. 1.1 показано модель енергосистеми з наявними джерелами
розподіленої генерації і їх локальним керуванням [24].

Рис. 1.1. Модель енергосистеми з частковою децентралізацією
керуючих впливів

21

Впровадження альтернативних джерел енергії в електроенергетичних
системах, крім зниження шкідливого впливу на навколишнє середовище і
вирішення проблем, що пов’язані з забруднення відходами під час виробітку
електричної енергії, знизить використання природних ресурсів та
розвантажить системоутворюючі і розподільні лінії електропередач. Однак
відновлювальні джерела енергії мають і ряд недоліків. Так як електричні
мережі проектувалися за умови централізованого електропостачання, то
розбудова в них ВДЕ породжує нетипові для попереднього періоду проблеми
і питання. В першу чергу, велику роль відіграє нестабільне генерування ВДЕ
через залежність від погодних умов. Отже виникає необхідність
вдосконалення систем релейного захисту та автоматики з метою узгодження
електропостачання від ВДЕ та живильних підстанцій електроенергетичної
системи.
На рис.1.2 показано типовий графік роботи СЕС протягом доби, з якого
видно, що станція не здатна покривати ранковий, або вечірній пік. Робота
СЕС залежить виключно від сонячної активності. В свою чергу пора року
теж значно впливає на рівень генерації. З огляду на забезпечення балансу
потужності, СЕС та ВЕС можна віднести до умовно регульованих джерел,
тобто джерел, в яких можлива зміна генерації відповідно природним умовам.
З огляду на складність та особливості роботи комплексів різнотипних ВДЕ в
електроенергетичній системі, очевидно, що визначення та реалізація
керуючих впливів для забезпечення оптимальних режимів їх сумісної роботи
відповідно змінам зовнішніх впливів можливі лише за допомогою
автоматизованих систем керування.

22

Рис. 1.2. Типовий добовий графік роботи СЕС

Рис.1.3. Характер зміни середніх значень генерації СЕС, визначених за
добовими графіками, протягом року

Адаптивні системи автоматичного керування дозволяють здійснювати
керування технологічними процесами в умовах недостатньої інформації
щодо характеристик об’єкту керування та впливів навколишнього
середовища, що характерне для розподілених джерел енергії, якщо керування
здійснюється в даний момент часу. Найбільш відомим напрямком
детермінованих функціонально-адаптивних, саморегульованих систем
керування є керування з еталонною моделлю [24]. Схема такої адаптивної
системи з еталонною моделлю показана на рис.1.4.
23

Рис. 1.4. Приклад «еталонної» моделі адаптивної системи керування [24]

У вказаній схемі еталонна модель є частиною системи керування, а
узгодження централізованого та локального керування здійснюється через
блок коригування законів керування, який зв’язує зовнішній і внутрішній
(основний) контури керування. Основний контур утворюється об’єктом
керування та системою локального керування. Параметри регулятора
налагоджуються зовнішнім контуром керування так, щоб мінімізувати
неузгодженість між виходом еталонної моделі централізованого керування та
виходом керованого процесу, який контролюється за рахунок відповідних
зворотних зв’язків.
У сучасному суспільстві проблема раціонального і ефективного
використання ресурсів і, зокрема, енергоносіїв є одним з ключових напрямків
наукових та інженерних досліджень.
24

Світова електроенергетика для рішення даної задачі в останні півтора
десятка років розглядає концепцію створення «інтелектуальних» мереж під
назвою «Smart Grid».
Smart Grid – концепція побудови енергосистем, що дозволяє підвищити
спостережність і керованість електричних мереж, і, отже, ефективність
проектування і експлуатації [25]. Необхідно відзначити, що наразі існує
цілий ряд визначень поняття Smart Grid, але відсутня одна загальноприйнята
формулировка, яка використовується всіма учасниками діяльності по
створенню «інтелектуальних» мереж. Одним з визначень є наступне
твердження: «Smart Grid – це сукупність організаційних змін, нової моделі
процесів, рішень в області інформаційних технологій, а також рішень в
області АСУ ТП і диспетчерського управління в електроенергетиці ».
Найбільш повно загальну функціонально-технологічну ідеологію цієї
концепції відображає сформульоване визначення Smart Grid як концепції
повністю інтегрованої, саморегулюючої і самовідновлювальної
електроенергетичної системи, що має мережеву топологію і включає в себе
всі генеруючи джерела, магістральні і розподільчі мережі і всі види
споживачів електричної енергії, керовані єдиною мережею інформаційно –
керуючих пристроїв і систем в режимі реального часу. Основні базові
стандарти Smart Grid в Україні за даними [26] представлено у табл. 1.2.

Таблиця 1.2
Базові стандарти Smart Grid
Стандарт
або серія Область основного застосування стандарту
стандартів
IEC 61970/ Загальна інформаційна модель. Системи регулювання генерації, системи
IEC 61968 регулювання енергії (EMS); системи регулювання розподілу енергії (DMS);
автоматизація розподілу енергії (DA); автоматизація в підстанціях (SA);
розосереджені енергоресурси (DER); інфраструктура засобів вимірювання
(AMI); управління попитом (DR); зберігання енергії
25

IEC 62325 Загальна інформаційна модель, обмін інформацією на енергетичному
ринку. Системи регулювання генерації, системи регулювання енергії;
системи регулювання розподілуенергії; розосереджені енергоресурси;
інфраструктура вимірювання; управління попитом; внутрішні бізнес-
операції, пов’язані з вимірюванням; зберігання електроенергії
IEC 61850 Автоматизація енергетичних об’єктів, комунікація в гідроенергетиці;
комунікація між розосередженими енергоресурсами. Управління
генерацією, системи регулювання енергії; управління розподілом енергії;
автоматизація розподілу енергії; автоматизація в підстанціях;
розосереджені енергоресурси, зберігання електроенергії; електротранспорт
ІЕС 62056 Специфікація для системи обліку енергії (COSEM)|.
Системи регулювання розподілу енергії; розосереджені енергоресурси;
інфраструктура вимірювання; управління попитом; розумний дім;
зберігання електроенергії; електротранспорт. Обмін даними для зняття
показників лічильників, управління тарифами і навантаженням
ІЕС 62351 Безпека для всіх систем

Основні напрямки, що визначають побудову «інтелектуальних» мереж
з наукової та інженерної точок зору, показані на рис. 1.5.

Рис. 1.5. Структура концепції Smart Grid
26

Також необхідно відзначити, що крім руху в області техніки і
інформаційних технологій, побудова «інтелектуальних» мереж має цілий ряд
організаційних, економічних і правових заходів, які не розглядаються в даної
роботі.
Розвиток за вказаним напрямком ґрунтується на деякому
технологічному базисі. Його основними компонентами можна назвати:
– широке впровадження пристроїв силової електроніки;
– використання нових засобів вимірювання;
– широке впровадження мікропроцесорних пристроїв релейного
захисту;
– розвиток поновлюваних джерел енергії;
– розвиток накопичувачів енергії;
– розвиток алгоритмів управління і захисту;
– розвиток засобів зв'язку.
Важливо розуміти, що в рамках концепції Smart Grid всі компоненти
взаємообумовлені, таким чином, представляючи собою складну систему.
Розподілена генерація – одна з областей, в яких ведуться дослідження
в умовах необхідності модернізації існуючих систем електропостачання, так
як узгоджене використання локальних і централізованих джерел електричної
енергії дозволяє зменшити витрати на виробництво, передачу та розподіл, а
також підвищити надійність електропостачання.
Структура системи з розподіленою генерацією в просторі
економічних, організаційних і технічних взаємин представлена на рис. 1.6.

27

Рис. 1.6. Структура енергетичної системи з використанням
розподіленої генерації

У даному випадку під поняттям «локальне джерело енергії» слід
розуміти об'єкт з виробництва електричної енергії (потужності),
розташований на території промислового підприємства в безпосередній
близькості від споживачів.
У більш вузькому сенсі під розподіленим генерацією мається на увазі
створення мікромереж (microgrids), в тому числі з використанням
відновлюваних джерел енергії.
У майбутньому передбачається, що функціонування енергосистеми
буде здійснюватися шляхом тісної взаємодії між централізованими і
розподіленими генеруючими потужностями.
Впровадження розподіленої генерації викликає ряд складнощів [13]
при проектуванні і експлуатації енергосистеми (рис. 1.7).

28

Рис. 1.7. Проблеми, що пов'язані з впровадженням розподіленої
генерації

По-перше, необхідно визначити максимальну потужність розподіленої
генерації і структуру системи, що не викликають аварійних ситуацій
(перевантажень системи, провалів напруги, перенапруги ) або неприйнятних
коливань показників якості електроенергії, а також забезпечити коректну
роботу засобів РЗА мережі і АСУ генеруючої установки. Правильний вибір
алгоритмів управління та захисту дозволяє «пом'якшити» обмеження і
підвищити потужність впроваджуваних установок розподіленої генерації і
29

оптимізувати режим їх роботи. Також необхідно відзначити, що
впровадження розподіленої генерації призводить до двонаправленого потоку
потужності: кінцевий споживач може не тільки імпортувати електроенергію,
а й поставляти її. У зв'язку з цим, генеруюча установка розглядається у якості
«негативного навантаження».
По-друге, при використанні ВДЕ слід брати до уваги змінний
характер виробництва енергії. Залежно від виду первинного джерела,
коливання можуть відбуватися в добовому, тижневому або сезонному
масштабі. При цьому, як у випадку сонячної енергії, пік продуктивності
установки може сильно не збігатися з піком споживання.
По-третє, важливо вибрати технологію інтерфейсу джерела енергії з
розподіленої системою, для того щоб задовольнити вимоги, що
пред'являються до якості енергії, а також забезпечити керованість установки
розподіленої генерації. Також вибір інтерфейсу є ключовим кроком на шляху
до досягнення можливості використовувати різні джерела енергії в режимі
plug-and-play (підключення і експлуатація без додаткових операцій).
Вкрай важливі способи кількісної оцінки технічної та економічної
доцільності використання розподілених джерел електричної енергії в рамках
концепції ІЕС ААМ.

1.3 Порядок формування балансів потужності та енергії

1.3.1 Теоретичні основи
Загальновідомо, що в енергосистемі в квазіусталеному режимі існує
загальносистемний баланс активних потужностей навантаження Pl і
генерації Pg , при якому частота дорівнює номінальній:

Pl + ∆P = Pg , (1.1)

30

де ∆P - потужність втрат.
Баланси потужності складаються з метою покриття навантаження і
створення певних резервів, забезпечення ремонтів обладнання. Баланси
потужності складаються за умови підтримки частоти номінальної. У
балансах потужності в реальних енергосистемах, як правило, виділяють такі
складові:
Pl +∆P± Pex = Pga −Pr , (1.2)

де Pga – наявна потужність генерації (встановлена за вирахуванням
фактичних обмежень); Pr – потужність резервів; Pex – потужність
перетікання в сусідні енергосистеми або з них.
Інтегральним показником активної потужності за аналізований період
часу є активна енергія:

Wl +∆W =Wg . (1.3)

Баланс енергії потрібен для планування кількості електроенергії, яке
може бути вироблена електростанціями з урахуванням практичної
неможливості їх непереривної роботи на дуже тривалих інтервалах часу, а
також з урахуванням потреб електростанцій в паливі. У балансах енергії в
реальних енергосистемах, як правило, виділяють складові, аналогічні
складовим в балансу потужності:

Wl +Waux +∆W±Wex =Wga , (1.4)

де Waux – електроспоживання на власні потреби електростанцій, а також
котелень, які здійснюють вироблення теплової енергії.

31

1.3.2 Підходи до формування балансів потужності та енергії.
Ієрархія диспетчерського управління енергосистемами
З поправкою на загальносистемність такого параметра, як частота,
принципово існують два підходи до формування балансів потужності та
енергії: централізований і децентралізований. Переваги і недоліки підходів
представлені в табл. 1.3.
Таблиця 1.3
Переваги і недоліки підходів до регулювання балансів потужності та
енергії

Централізоване Децентралізоване
(+)
Ефективність і надійність при Керованість навіть при наявності
невеликій кількості станцій безлічі джерел і навантажень
Економічний ефект від об'єднання Мінімальна мережева складова
Зниження резерву Виділення на автономну роботу –
нормальний стан
(-)
Зниження керованості і точності Необхідність власного і зовнішнього
регулювання при великій кількості резерву
елементів зі стохастичними
характеристиками
Велика мережева складова Не завжди доступна найбільш економічна
(транспорт і втрати) генерація
Підходить для великих зв'язаних Підходить для відокремлених
енергооб'єднань енергооб'єднань з великою кількістю
джерел і навантажень

Таким чином, в основі підходів лежать суперечності:
1. Необхідність обмежити самостійність дії окремих суб'єктів з
регулювання загальносистемних параметрів, а також використовувати
переваги об'єднання елементів електроенергетичної системи на паралельну
роботу [21, 26, 27].
2. Прагнення надати енергооб'єднанням або окремим електростанціям
якомога більшу самостійність для вирішення їх господарських потреб або
розв’язування місцевих і локальних балансової-режимних задач.
32

Протягом практично всього терміну розвитку електроенергетики для
більшості енергооб'єднань (включаючи ОЕС України) основним підходом
був централізований, що було обумовлено низкою об'єктивних причин:
технічних, технологічних, організаційних та економічних [27, 22].
Підходи до регулювання балансів потужності та енергії доцільно
розглядати в ключі теорії систем – стосовно електроенергетиці [24]. Як
відомо з теорії систем, ієрархія – принцип структурної організації складних
багаторівневих систем, що складається в упорядкуванні взаємовідносин між
рівнями.
Електричні станції забезпечують генераторну частину балансів
потужності та енергії, а також навантажувальну частину балансів енергії з
урахуванням наявності витрати електроенергії на власні потреби.
Навантаження, що підключене до електричних мереж, забезпечує основну
частку навантаження частини балансів потужності та енергії. Електричні
мережі безпосередньо не регулюють баланси потужності та енергії, але
служать основним джерелом втрат електроенергії і потужності, а також
забезпечують міжсистемний перетікання.
Оперативно-диспетчерське управління в рамках планування і
виконання балансів потужності та енергії має такі властивості [28]:
- підпорядкованість суб'єктів оперативно-диспетчерського управління
нижчого рівня оперативним диспетчерським командам і розпорядженням
суб'єктів оперативно-диспетчерського управління вищого рівня;
- виконання суб'єктами електроенергетики команд суб'єктів
оперативно-диспетчерського управління з регулювання технологічних
режимів роботи своїх енергооб'єктів;
- наявність відповідальності суб'єктів оперативно-диспетчерського
управління (ОДУ) перед іншими суб'єктами ринків електроенергії за
результати своїх дій.

33

Оперативно-диспетчерське управління підрозділяється на [29]:
- диспетчерське (оперативне) управління, коли стан, властивості і
параметри об'єкта змінюються по команді диспетчера;
- диспетчерське (оперативне) ведення, коли стан, властивості і
параметри об'єкта змінюються за погодженням з диспетчером;
- інформаційне ведення, коли диспетчер отримує інформацію про
стан, властивості і параметри об'єкта;
- технологічне управління, що припускає зміну експлуатаційного
стану об'єкта на місці;
- технологічне ведення, коли диспетчер отримує інформацію про стан,
властивості і параметри об'єкта.
На верхніх рівнях в ієрархії формування балансів потужності та
енергії традиційно представлений системний оператор або їх група (System
operator, TSO, DSO).
Системний оператор вирішує безліч завдань [30] , при
централізованому підході всі щаблі ієрархії системних операторів виконують
значний обсяг роботи. Розрахунок балансу потужності починається на рівні
РДУ, де виконується прогноз навантаження на підвідомчій території, збір
заявок від електричних станцій та формування макета генерації для
процедури вибору складу генеруючих об’єктів (ГО). Макет створюється для
ринку на добу вперед. На рівні ОДУ виконується накладення режимних
обмежень на елементи розрахункової моделі, ув'язка балансів на суміжних
територіях, розрахунок перетоків між енергосистемами і відповідних уставок
автоматики на підвідомчих територіях. Також виконується оперативне
планування генерації для балансуючого ринку. На рівні ЦДУ виконується
координація нижчих рівнів, усунення нев'язок по міжсистемних перетокам і
процедура вибору складу генеруючого обладнання.
Всі дані про генерацію, навантаження, топологію електричної мережі
заносяться в єдину розрахункову модель, по якій виконується розрахунок
34

режимних обмежень і техніко-економічних параметрів функціонування
енергосистеми.
Локальні завдання вирішуються на більш низьких ієрархічних рівнях з
огляду на більшу оперативність прийняття рішень і кращої їх точності. На
нижчих рівнях організовується оперативно-диспетчерське управління для
ведення потрібного режиму роботи, виконання перемикань, локалізації
технологічних порушень і аварій, підготовці до ремонту, передачі
оперативної інформації та ведення оперативної звітності.
Існує кілька рівнів ієрархії управління електричними мережами, що
здійснюється мережевими диспетчерами. Як правило, буває два або три рівні
оперативно-диспетчерського управління і два рівня оперативно
технологічного.
Кількість рівнів оперативно-диспетчерського управління на
електростанціях, як правило, менше через меншу фізичну протяжність
об'єкта і більшою мірою автоматизації. На великих електростанціях буває
один рівень оперативно-диспетчерського управління та один-два рівня
технологічного управління. На невеликих автоматизованих електростанціях
буває досить одного рівня оперативно-технологічного управління. На
об'єктах енергетики верхній рівень технологічного управління традиційно
підпорядкований нижньому рівню оперативно-диспетчерського управління.
Можна зробити висновок, що існуюча ієрархія формування балансів
потужності та енергії найбільш близька до ієрархії типу «дерево» з сильними
зв'язками [30], хоча її і не можна однозначно віднести до таких ієрархій:
1. Один і той же рівень може підпорядковуватися безпосередньо
декільком вищестоячих рівнями (може бути застосовано по відношенню до
найбільш відповідальним елементам, стан яких впливає на кілька ЕС або
ділянок мереж).
2. Між рівнями не завжди існує суворе підпорядкування, що пов'язано
з наявністю різних категорій оперативно-диспетчерського управління. Це
пов'язано із завданням «розвантаження» диспетчерів вищих рівнів.
35

3. У граничних випадках можуть існувати елементи енергосистеми,
які не входять в ієрархію регулювання балансів потужності та енергії і не
можуть бути включені в неї при відсутності адміністративних, технічних і
технологічних можливостей; для них ієрархія в рамках централізованого
підходу може бути неефективна.

1.3.3 Принципи, методи і засоби підтримки балансів
Основою складання балансів потужності та енергії є прогноз
навантажувальної частини балансів, планування генераторної частини,
планування резервів, складання диспетчерських графіків роботи суб'єктів
енергетики. Для цього необхідна відповідна інформація [28 - 30].
Похибка прогнозу потужності навантаження для енергооб'єднань
різного масштабу на різних рівнях диспетчерського управління можуть бути
викликані наступними причинами:
1. Проблеми з аварійністю обладнання, викликані збуреннями в
енергосистеми або фізичним старінням (зносом) обладнання.
2. Проблеми з маневреністю генеруючого обладнання, що викликані
як технологією виробництва електроенергії на станції, так і моральним
старінням обладнання.
3. Проблеми інформаційного забезпечення (визначення параметрів
потужності, неточність регулювання частоти і перетоків потужності,
автоматичне регулювання частоти та потужності (АРЧП), неточність
слідування диспетчерському графіку і ін.).
4. Поява і поширення розподіленої генерації.
Таким чином, неточності підтримки балансу потужності, що пов'язані
з недоліки генерації, проявляються на даний момент в більшій мірі, ніж ті,
що пов'язані з флуктуаціями навантаження.
Успішне прогнозування споживання електроенергії (балансу енергії)
представляє собою нетривіальну задачу, для розв'язання якої потрібно
розглядати технічні, технологічні, кліматичні, економічні, соціально-
36

економічні та навіть соціально-політичні причини. Поточна похибка
короткотермінового прогнозування електроспоживання і складання балансів
електроенергії в ОЕС України становить близько 1,5 - 2 %, довгострокового -
близько 5 %.
Оперативно-диспетчерське управління з точки зору балансів
потужності та енергії необхідно для виконання наступних завдань [31]:
- підтримання балансів потужності та енергії при номінальній частоті;
- створення необхідного резерву потужностей;
- прогнозування електроспоживання і планування виробництва ЕЕ;
- врахування особливостей когенерації;
- врахування економічних критеріїв і ринкової ефективності.
Для розгляду методів і принципів формування балансів потужності та
енергії доцільно виділити також часову ієрархію завдань.
В рамках довгострокового планування вирішуються завдання на
періоди часу в місяць, квартал, рік. Планування балансів потужності та
енергії - класична задача при розробці режиму енергосистеми і плануванні її
перспективного розвитку [29, 32, 33]. Баланси потужності і енергії в
комплексі завдань короткострокового планування режиму енергосистеми
представлено на рис. 1.8.
Під короткостроковими плануванням розуміється планування на
період від доби до тижня. Результатом є диспетчерський графік, який містить
значення потужностей для суб'єктів енергетики на заданих інтервалах часу.
Короткострокове планування пов'язане з особливостями експлуатації
обладнання та управлінням режимами енергосистем.

37

Рис. 1.8. Класичний комплекс завдань довгострокового планування
режиму енергосистеми

При оперативному плануванні виконується ведення та корекція
диспетчерського графіка при відхиленні реальних умов виробництва,
розподілу і споживання електроенергії. Складання балансів потужності -
класична задача в комплексі задач оперативно-диспетчерського управління.
Сучасний зв'язок балансів потужності та енергії з завданнями оперативно-
диспетчерського управління умовно представлена на рис. 1.9.

38

Рис. 1.9. Класичний комплекс завдань оперативного планування
режиму енергосистеми

Найважливішу роль при складанні балансів потужності та енергії,
складанні диспетчерського графіка відіграють засоби регулювання.
Навантажувальна частина, яка визначає точки балансів потужності та
енергії, в більшості своїй представлена нерегульованим електричним
навантаженням.

39

Для її врахування в балансах потужності і енергії необхідно
виконувати відповідні прогнози. Підходи до прогнозування навантажень
наведені, наприклад, в [21 - 23]. У класичній постановці завдання в
нормальних режимах навантаження практично є некерованим, хоча з точки
зору ринку електроенергії можливо як безпосереднє управління електричним
навантаженням, так і бездоговірне управління. У післяаварійних режимах для
вводу режиму в допустиму область може використовуватися ручне або
автоматичне відключення (обмеження) навантаження, пов'язане зі зниженням
частоти або вичерпанням резервів генерації [30, 31].
Для диспетчерського управління, в тому числі автоматизованого,
генерація є основним важелем швидкого впливу на режим
електроенергетичної системи. Основні системні властивості найбільш
широко застосовуваних електричних станцій приведено в [32]. На
електростанціях повинні забезпечуватися регулювання частоти і потужності,
підтримка заданих перетоків потужності, дотримання диспетчерського
графіку навантаження. Очевидно, що різні види генерації мають різні
властивості з точки зору балансів потужності та енергії, що залежать, перш за
все, від природи джерела енергії і від технології її перетворення в електричну
(від первинного двигуна).
Участь різних видів генерації в формуванні балансів потужності та
енергії визначається фактичною структурою генеруючих потужностей в
даній енергосистемі і їх об'єднаннях. Наприклад, значну частку генерації в
ОЕС України складають класичні конденсаційні і атомні електростанції, що
призводить до необхідності роботи перших в напівпіковій і пікової частинах
графіка навантажень, або використання межсистемного перетікання.

40

1.3.4 Інформаційне забезпечення регулювання балансів
потужності та енергії
Регулювання балансів потужності та енергії прямо або побічно
здійснюється за допомогою багатьох комплексних інформаційних систем, які
застосовуються в електроенергетики [33 - 35]. Кожна інформаційна система
створюється на основі відповідного програмно-апаратного комплексу,
використовує свою архітектуру, канали і інтерфейси зв'язку, алгоритми
обробки інформації та формалізовані критерії автоматизованого управління.
Всі системи є різновидами PCS (АСУ ТП). Умовно їх можна розділити на
4 групи:
1. SCADA-системи (АСДУ) – ієрархічні системи, в основі яких лежить
передача інформації на вищі рівні і передача команд на нижчі рівні [36, 37].
Призначені для збору даних та їх представлення в зручному для диспетчера
вигляді. АСДУ розрахована на тривалий інтервал дискретизації
диспетчерського графіка усередненням параметрів графіків навантажень і
генерації, що продиктовано відносно низькою швидкістю і частотою
нерегулярних коливань потужності в об'єднаних енергосистемах, а також
прагненням отримати відносно гладкий графік для диспетчера. Основні
параметри – потужності, модуль і частота напруги, струми, положення
комутаційних апаратів. SCADA-системи часто розглядаються як АСУ ТП
оперативно-диспетчерського управління. Слід зазначити, що інтервал збору
інформації таких систем зазвичай становить близько 10 с., інтервал
вирішення завдань на основі інформації , що надходить, 30-60 с., але інтервал
дискретизації диспетчерського графіка складає близько 5 хв. – 1 год., що
обумовлено властивостями системного навантаження.
2. Автоматизована система контролю і обліку електроенергії
(АСКОЕ). Найважливіші системи комерційної інфраструктури ринків
електроенергії. Виникли спочатку як системи дистанційного одноразової
зчитування показань лічильників електроенергії, не носили статус
оперативних джерел інформації і були призначені для обліку інтегральних
41

техніко-економічних параметрів – енергії на інтервалі 1 год. – 1 міс.
Поступово такі системи перетворюються в багатофункціональні системи
збору статистики і управління розподіленим енергоспоживанням,
організовані за територіальним принципом [38 - 40]. Для збору доступні всі
види електричних параметрів з інтервалом від близько 0,5 с. Історично
ведеться робота по інтеграції систем такого типу з SCADA-системами.
3. Автоматизована система управління технологічними процесами
(АСУ ТП) на електростанціях і підстанціях, що включають регулятори
основних технологічних процесів, релейний захист і автоматику, системи
діагностики, сигналізації та оповіщення. Включають індивідуальні
регулятори потужності і швидкості обертання генеруючих установок.
Основні параметри - всі види технологічних параметрів тих видів
обладнання, над якими здійснюється контроль і управління, у т.ч. які мають
не електричну природу (температура, тиск, витрата, вібрація, лічильник
годин та ін.). Інтервал збору інформації залежить від режиму, близького до
режиму реального часу, до декількох секунд [41].
4. Різні групові автоматизовані і автоматичні системи, функціонально
які можна об'єднати в «Системну автоматику». Основні параметри –
потужності, модуль і частота напруги, струми, положення комутаційних
апаратів, окремі технологічні параметри. Велика частина характеризується
інтервалом збору інформації порядку частки секунди.
В рамках концепції Smart Grid розробляються нові підходи, при яких
межі між системами розмиваються і стираються, а інформація, що збирається
однією з систем, придатна і для інших [26, 27].

42

Висновки до розділу 1

Аналітичний огляд, представлений в розділі, дозволяє зробити
висновки:
1. Розподілена генерація в об’єднаної енергосистемі України
розвивається в основному двома шляхами. РГ на основі вуглеводневих
установок є переважно власну генерацію споживачів електричної і теплової
енергії, що функціонує в складі споживачів енергосистем. РГ на основі ВДЕ
розвивається внаслідок державної політики підтримки ВДЕ, виникнення
відповідних виробників установок на основі ВДЕ і поступового їх
здешевлення;
2. Поява і поширення розподіленої генерації при її неврахуванні в
балансах призводить до виникнення цілої складової, що не включається в
існуючу ієрархію оперативно-диспетчерського управління і не враховується
в балансах потужності і енергії.
3. Ключова проблема вбудовування РГ в ієрархію управління –
обґрунтованість взаємодії окремих об'єктів РГ з існуючими рівнями ієрархії
управління енергосистемою. На рівнях потужностей і класів напруги, на яких
функціонує РГ, відсутнє як диспетчерське (директивне), так і комерційне (на
основі ринкових механізмів) ведення та управління об'єктів, а також прогноз
і план балансів потужності та енергії;

43

РОЗДІЛ 2
ПИТАННЯ УПРАВЛІННЯ РОЗПОДІЛЕНОЮ ГЕНЕРАЦІЄЮ У
СКЛАДІ ЕНЕРГОСИСТЕМИ

2.1 Проблема управління розподіленої генерацією

Проблема участі РГ у формуванні балансів потужності та енергії ОЕС
полягає в тому, що в даний час значна частина РГ не входить в ієрархію
диспетчерського, оперативно-технологічного або комерційного управління.
Планування і підтримання балансів потужності та енергії в
енергосистемі здійснюється структурами комерційного і системного
операторів на основі правил і регламентів оптового ринку шляхом
прогнозування графіків навантаження, планування графіків генерації і їх
оперативної корекції. Одним з головних ознак РГ є її неучасть у роботі
оптового ринку. Отже, РГ безпосередньо не враховується при формуванні
балансів потужності та ЕЕ. Малопотужні генеруючі агрегати, які не надавали
істотного впливу на баланси і режими роботи ЕС, історичні не враховувалися
при їх плануванні. В ОЕС України генеруючі агрегати встановленою
потужністю до 5 МВт фактично не входять у системну ієрархію формування
балансів і знаходяться в технологічному управлінні своїх власників.
В даний час тільки на вищому рівні енергосистеми забезпечується
прогнозування і планування балансів, а також диспетчерське та комерційне
управління. Виняток становить тільки довгострокове планування балансів
енергії мережевими компаніями на звітні періоди в рік, рідше місяць. Слід
зазначити, що, коли створювався рівень диспетчерського управління
енергосистемою, він відповідав за своїми показниками сучасному рівню
районних електричних мереж електромережної компанії. Коли створювався
рівень управління об'єднанням енергосистем, він за своїми показниками
відповідала рівню виробничого відділення електромережної компанії.
44

За 90 років потужність рівня енергосистеми виросла більш ніж в
30 разів, але розширення функцій управління здійснювалося тільки «вгору».
Навіть рівень сучасного виробничого відділення електричних мереж більш
ніж на 20 % могутніше, ніж рівень об'єднання енергосистем, створений 75
років тому. В даний час на нижчих рівнях «піраміди" не забезпечується ні
диспетчерське (за рідкісним винятком), ні комерційне управління об'єктами і
балансами. Диспетчерське (директивне) управління характерно в рівній мірі
як для планової, так і для ринкової економіки. Комерційне (на основі
ринкових механізмів) характерно для ринкової економіки.
Ключова проблема вбудовування РГ в ієрархію управління -
обґрунтованість взаємодії окремих об'єктів РГ з існуючими рівнями ієрархії
управління енергосистемою. В даний час прогноз навантаження і планування
балансів здійснюється на рівнях не нижче РДУ в цілому для ЕС.
РГ підключається до розподільних електричних мереж, в яких
диспетчерське управління системним оператором практично не
здійснюється. У той же час, в функції диспетчерських служб енергокомпаній
в даний час не входить планування балансів потужності, а також
короткострокове планування балансів енергії. Це в рівній мірі відноситься як
до електромережних, так і енергозбутових компаній, хоча у кожного з цих
суб'єктів в даний час існує техніко-економічний інтерес, який може бути
використаний для формування балансів ЕС з РГ.
Крім цього, на ринку ЕЕ існує ряд організаційно-технічних
складнощів функціонування РГ, які поглиблюють ситуацію:
1. Структура і правила роздрібного ринку не сприяють залученню РГ.
2. Вимоги до об'єктів РГ для участі в оптовому ринку електроенергії
аналогічні вимогам до великих електричних станцій, що призводить до
необхідності виконання великого комплексу організаційно-технічних заходів
по підключенню і експлуатації.
3. Відсутня нормативно-технічна документація, що визначає статус РГ
і окремий порядок її підключення і експлуатації.
45

Це призводить до пошуку альтернатив для роботи РГ на роздрібному
ринку:
1. Для власних потреб без виходу на ринки електроенергії.
2. Створення незалежної енергозбутової компанії для можливості
продажу ЕЕ і потужності суміжним споживачам;
3. Вихід на оптовий ринок електроенергії та функціонування з
дотриманням жорстких регламентів оптового ринку електроенергії.
Більшість власників РГ надають перевагу першої альтернативі, що
призводить до самоусунення РГ з ієрархії формування балансів потужності
та енергії. РГ не завжди отримує технічні умови на проектування (не завжди
виконує вимоги ТУ для юридичного закріплення статусу), що вимагає
відповідного опрацювання правової сторони питання.
Одинична потужність окремих установок РГ з системних мірками
незначна, але, з урахуванням потенційно великої кількості установок -
десятків і сотень - виникає ціла складова балансів потужності та енергії, що
не потрапляє під централізовану диспетчеризацію і не входить в ієрархію
формування балансів потужності та енергії в енергосистемі. Питання
проектування, експлуатації та управління режимами роботи РГ вирішуються
власниками - в міру кваліфікації і компетенції, самостійно або з мінімальною
координацією за допомогою енергокомпаній, до мереж яких здійснюється
підключення.
Відсутність взаємодії навіть на рівні інформаційного ведення
призводить до значної невизначеності балансової частки і режиму роботи
таких об'єктів для короткострокового і довгострокового планування, а
оперативно-диспетчерське управління неможливо. Поява хоча б
інформаційного ведення об'єктів РГ за допомогою організації каналів зв'язку
фінансово дуже затратна для власників РГ. Ще більш спірний характер
носить організація двосторонніх каналів зв'язку для оперативного управління
або ведення РГ: потенційно велику кількість об'єктів управління з
необхідністю одночасного управління для досягнення системного ефекту і
46

детального розгляду на системному рівні режимних особливостей аж до
рівня низьких класів напруг практичного сенсу не має.
Комерційне управління за допомогою поточних механізмів
роздрібного ринку обмежено ефективно. Енергозбутові компанії здійснюють
тільки перерахунок електричних параметрів в фінансово-економічні
параметри згідно моделей ринку. Ціни роздрібного ринку фактично
транслюються з оптового шляхом додавання фіксованих надбавок. Тому
вони відображають балансову ситуацію на оптовому ринку в цілому по його
ціновій зоні (половина ОЕС), а не локальну ситуацію на роздрібному ринку.
Великі енергозбутові компаній – гарантуючі постачальники – і точки
поставки електроенергії прив'язані один до одного; гарантуючі
постачальники зобов'язані закуповувати електроенергію за цінами не вище,
ніж на оптовому. Все це призводить до зниження конкуренції на роздрібному
ринку і зниження ефективності роботи РГ на ньому. Крім того, принцип
зворотного зв'язку вимагає спостережливості реакції на стимулюючі впливи
учасників ринків у вигляді зміни цінових сигналів.
РГ може побічно враховуватися при прогнозуванні навантаження в
цілому по ЕС. Однак, на відміну від електричного навантаження, РГ є
активною складовою балансів: потужність, вироблення енергії, стратегії
завантаження, ремонтні графіки РГ нерегулярні і можуть змінюватися на
коротких інтервалах часу. При існуючій частці РГ в енергосистемах ОЕС це
призводить до істотного впливу РГ на баланси. Інтерес представляє аналіз
міжнародного і вітчизняного досвіду впливу РГ на баланси. Звернення до
міжнародного досвіду пов'язано з тим, що ряд зарубіжних країн у розвитку
своїх енергосистем раніше України зіткнувся з великими частками РГ в
балансах (до 100 % в балансі потужності, до 50 % в балансі енергії).

47

2.2 Вплив РГ на формування балансів потужності та енергії

Міжнародний досвід включає розвиток РГ переважно на основі ВДЕ
[42 - 51], однак, вуглеводнева РГ також широко використовується в ряді
країн, таких як США і Японія.
ВДЕ мають наступні особливості з точки зору виконання балансів
потужності та енергії [42 - 51]:
1. Потужність розподіленої генерації на ВДЕ для оперативно-
диспетчерського управління прогнозується здебільшого, як і навантаження,
але не планується. Планують свої показники самі великі суб'єкти та об'єкти
енергетики, які беруть участь в ринку з ВДЕ.
2. Потужність деяких видів ВДЕ прогнозується з певною точністю –
наприклад, до 12 % помилки для ФЕС, до 20 % помилки для ВЕС.
Вироблення енергії для всіх видів генерації на ВДЕ, включаючи ГЕС, є
статистичною величиною.
3. При надлишку потужності і енергії і неможливості її видачі в
сусідні енергосистеми ВДЕ відключаються, оскільки дана енергія вважається
умовно-безкоштовною, а процес включення-відключення генерації на ВДЕ
малоінерційний. У порівнянні для класичної синхронної генерації операції
пуску / зупинки, синхронізації і набору навантаження займають чимало часу,
а підтримка в обертовому стані вимагає витрат і неефективно.
4. Інші види генерації – крім ВДЕ – виконують функції первинного і
вторинного регулювання частоти, а також виконання балансів потужності та
енергії «за залишковим принципом» – для покриття дефіциту потужності і
енергії. Це веде до значного скорочення коефіцієнта використання
потужності таких станцій, зростання паливних витрат у динаміці і
прискореного зносу обладнання. Така можливість є тільки при наявності
великої потужності обладнання в своєму розпорядженні з високими
характеристиками маневреності.
48

5. Використання енергії ВДЕ вимагає надлишків встановленої
потужності і власних резервів і обмежень, а ефективне використання –
накопичувачів енергії.
6. ВДЕ мають перевагу в ринках електроенергії та потужності,
витісняючи інші види генерації, це частина державної політики. У ціну
вироблення електроенергії на ВДЕ входять капітальні витрати, які для ВДЕ
субсидуються державою за рахунок інших учасників ринку. У країнах, де
розподілена генерація широко представлена генерацією та когенерацією на
вуглеводневому паливі, всі види генерації можуть конкурувати на приблизно
рівних підставах.
З урахуванням положень 1 - 5 можна зробити висновок, що інші
суб'єкти енергетики змушені працювати «за залишковим принципом» по
відношенню до РГ на ВДЕ. Для планування власних техніко-економічних і
балансових показників для довгострокового розвитку в такій системі їм
доводиться спочатку враховувати показники суб'єктів енергетики з
відновлюваних джерел енергії (фактично, достовірно невідомі), а потім свої
власні.
Таким чином, зарубіжні підходи до регулювання балансів потужності
та енергії не є повними та універсальними. Вимагають розробки аналогічні
підходи для ОЕС. Аналіз міжнародного досвіду з урахуванням поправок на
специфіку, яку розглянуто далі, дозволяє зробити висновки про небезпечні
явища при формуванні балансів ЕС з РГ і необхідних підходах.

2.2.1 Збільшення похибки прогнозу і планування балансів
Розподілена генерація вносить похибку у планування балансів
потужності та енергії. Присутня в навантаженні, вона вносить відповідну
похибку в прогноз потужності і споживання енергії електричного
навантаження. Ця похибка обумовлена наступними факторами [47, 34, 24]:
1. Покриття базових і напівпікових частин графіків навантажень, що
забезпечують найбільш стабільне електроспоживання.
49

2. Мінливість виходу енергії (потужності) первинного джерела
енергії.
3. Порівняно часті вимушені відключення-включення установок РГ.
Для пояснення першої тези можна розглянути приклад – покриття
установкою вуглеводневої генерації (газопоршневої або газотурбінної)
базової або напівпіковій частини графіка промислової навантаження.
Розглянемо кожну частину графіка.
У базовій частині графіка знаходяться електроприймачі, що
2
забезпечують постійне електроспоживання з дисперсією σбаз , що дорівнює
нулю. В напівпіковій знаходяться електроприймачі зі стабільним
електроспоживанням, математичне очікування потужності Рср.пп і дисперсії
σ2
пп яких стабільні протягом тривалих проміжків часу (тиждень, місяць,
сезон тощо). Ці частини графіка мають мінімальну похибку з точки зору
прогнозу. В пікової частини знаходяться електроприймачі, на які впливає
інтенсивність виробничого циклу, які найбільш складні для прогнозування.
2
Їх дисперсія потужності σпік має найбільше значення і змінюється протягом
часу [6, 13].
Робота установок РГ, що покривають базову або напівпікову частина
навантаження, призводить до того, що залишається пікова частина графіка
навантаження СЕ з РГ, найбільш складна для прогнозування. Абсолютна
похибка при цьому не змінюється. Відносна похибка прогнозу мережевий
потужності σ / Рср зростає.
Ця теза справедлива для умовно-постійної потужності установки РГ.
В іншому випадку збільшуються і абсолютна, і відносна похибки, що і
розглядається далі.
Похибка внаслідок функціонування розподіленої генерації на основі
відновлюваних джерел енергії.
50

Прогнозування та планування потужності і вироблення ЕЕ РГ на
основі ВДЕ – одна з найбільш актуальних сучасних тем. Далі розглядаються
особливості прогнозу найбільш затребуваних в даний час видів РГ на основі
ВДЕ – фотоелектричної і вітроенергетичної.
Прогноз потужності і вироблення РГ на основі ВДЕ має наступні
принципові відмінності від прогнозу навантаження:
1. На відміну від потужності навантаження, що має стійкі циклічні
коливання, потужність ВДЕ переважно залежить від поточної погоди та
фактичних параметрів ВДЕ в точці роботи РГ, і носить нерегулярний
характер.
2. Типові періоди зміни потужності навантаження складають добу,
тиждень і рік. Постійні часу потужності ВДЕ істотно менше, залежать від
кліматично-географічних параметрів конкретної області та можуть становити
1 - 1,5 год [17, 19, 24]. Так, наприклад, в енергетичному спектрі вітру по
Ван Дер Ховену (впливає і на швидкість зміни хмарності для ФЕС)
виділяються хвилинні, дванадцятигодинні і чотириденні піки коливань.
3. Зміна великих обсягів навантаження на тривалих інтервалах часу
добре піддається опису нормальним розподілом. Вироблення ЕЕ на основі
ВДЕ прогнозується на підставі інших видів розподілів, таких як розподіл
Вейбулла (вітер) [52], бімодальний розподіл (сонце) тощо [11].
В даний час розвинене безліч підходів для прогнозу потужності ВДЕ,
реалізованих у вигляді програмних і програмно-технічних комплексів
різними компаніями, що спеціалізуються на відповідних послугах. Системні
оператори і енергокомпанії, як правило, використовують кілька комплексів
(кілька постачальників прогнозів) одночасно, досвідченим шляхом
з'ясовуючи, який комплекс або постачальник надає мінімальну похибка
прогнозу потужності ВДЕ.
Похибка прогнозу ВДЕ залежить від безлічі кліматичних факторів [53,
54]. В даний час як для ФЕС, так і для ВЕУ часто використовується
51

гібридний підхід для прогнозу, що забезпечує мінімальну похибку прогнозу
(рис. 2.1).

Рис.2.1. Особливості прогнозу потужності ВДЕ

Гібридний підхід включає:
1. Для горизонту планування в межах 5 хвилин – побудову простих
трендів для визначення потужності ВДЕ. Для великих горизонтів похибка
різко зростає, для горизонту понад 1 годину метод не застосовується.
2. В області від початкового моменту часу до 4 - 6 годин – розрахунок
показників повної регресійній моделі, що включає поточні та архівні дані, що
показують колишні залежності зміни первинного джерела енергії. Для
великих горизонтів метод дає суттєву похибку.

52

3. В області горизонтів планування 1 - 3 діб використовуються методи
чисельного прогнозу погоди, що застосовуються в метеорології і
кліматології. Для прогнозу з прийнятними значеннями похибки потрібно
близько 10 години розрахунків і верифікації з поточними даними, тому такі
методи не можуть застосовуватися для оперативного прогнозу. Крім того,
дані методи вимагають обчислень в глобальному масштабі, звідси і значних
обчислювальних потужностей.
Слід зазначити, що перераховані моделі і методи використовуються
при централізованому прогнозуванні. Це означає, що враховуються в
основному зміни доступності первинного джерела енергії (метеорологічні
чинники). Існують технічні фактори, які на рівні ЕС або об'єднання ЕС
невідомі або не можуть бути враховані в повній мірі, що призводить до
усереднення характеристик РГ на основі окремих видів ВДЕ і збільшення
похибки прогнозу.
На похибку прогнозу потужності і вироблення ЕЕ фотоелектричних
станцій впливають [24, 18, 19]:
- орієнтація фотоелектричних панелей по сторонах світу;
- кут нахилу фотоелектричних панелей до горизонту;
- спектральні характеристики випромінювання, що поглинається;
- ККД фотоелектричних панелей;
- температура;
- вольтамперні характеристики фотоелектричних панелей;
- схема і особливості електричних з'єднань ФЕС.
На точність прогнозу потужності і вироблення ЕЕ
вітроелектростанцій впливає врахуваннянаступних факторів:
- точна висота до втулки вітротурбіни;
- геометрія ротора вітротурбіни;
- локальні особливості рельєфу і ландшафту;
- особливості трекера вітротурбіни;
- взаємне розташування групи вітрогенераторів в просторі;
53

- схема і особливості електричних з'єднань ВЕУ.
Фактично, методики, що застосовуються в даний час, забезпечують в
першу чергу прогноз параметрів первинного джерела енергії (інтенсивність
сонячного випромінювання, швидкість вітру), а не результуючу потужність і
вироблення технічної системи, що використовує дане джерело. Відповідні
параметри можуть бути уточнені на більш низькому рівні.
При місцевому (локальному) прогнозуванні силами персоналу ФЕС,
силами відповідних служб енергокомпаній в рамках гібридного підходу
можуть бути додатково використані:
4. Врахування параметрів і характеристик установок РГ, а також
перерахованих вище технічних факторів. Вони використовуються спільно
з пп. 1 - 3 гібридного підходу і в 2 - 3 рази зменшують похибку прогнозу у
всіх тимчасових горизонтах;
5. Коригувальні виміри потужності ВДЕ і установок РГ, які
застосовуються спільно з пп. 1, 2, 4 і до 3 разів зменшують оперативну
похибка прогнозу. Коригувальні виміри виконуються за допомогою
відповідних приладів [24].
Оцінки похибки прогнозу ВДЕ для різних територій і горизонтів для
різних країн можуть відрізнятися один від одного не стільки з технічних
причин, скільки з кліматичних (стійкість погоди). Наведена мінімальна
середня похибка прогнозу, як правило, відповідає періоду стійкої погоди
(частіше літнього періоду). У періоди нестійкої погоди похибка становить
40 - 80 % [55].
Аналіз залежності похибки прогнозу потужності ВДЕ дозволяє
зробити наступні висновки [55].
1. Похибка прогнозу потужності і вироблення РГ на основі ВДЕ
зростає з збільшенням горизонту прогнозування. Горизонт прогнозування в
5 - 15 хвилин дає до 7,5 разів меншу похибку, ніж горизонт в 1 год і до
11 разів, ніж горизонт 1 добу.
54

2. З одного боку, спостерігаються загальні для технічних систем ефект
масштабу і «закон великих чисел», відповідно до яких при використанні
схожого набору моделей і методів похибка прогнозу зменшується з ростом
потужності і протяжності енергосистем. Слід відзначити, що вплив
кліматичних характеристик на точність прогнозу (області з нестійкою
погодою) більш явно, ніж ефект масштабу.
3. З іншого боку, локальна можливість завдання точних вихідних
даних для розрахунків у вигляді параметрів установок, а також корекція
показників прогнозу за рахунок використання поточних і недавніх
вимірювань в регресійних моделях істотно знижує похибку прогнозу.
4. Локальне оперативне планування дозволяє зменшити похибку
прогнозу потужності ВДЕ в 3 - 10 разів у порівнянні з централізованим
короткостроковим і привести її до одного порядку з похибкою прогнозу
навантаження.
Перехід до планування на 5 - 15 хвилин вперед знижує похибку з
12 - 26 % до 2 - 10 % за сонцем і з 11 - 14 % до 2 - 8 % за вітром.
Використання вимірів поточної потужності і корекція прогнозу на місцевому
рівні дозволяють набагато знизити похибка прогнозу. Так, для ФЕС похибка
зменшується з 10 % до 1 % (в 10 разів), для вітроустановок з 8 % до 2 % (в
4 рази) [55, 56].
Похибка внаслідок функціонування вуглеводневої РГ на основі
утилізації вторинних і побічних продуктів виробництва [57].
Спільною рисою всієї РГ на основі утилізації вторинних і побічних
продуктів виробництва є те, що її потужність і вироблення ЕЕ залежить від
поточного стану технологічного циклу підприємства: ступеня завантаження,
зупинок і поновлень основного технологічного процесу, наявності запасів
вторинних і побічних продуктів виробництва. Такі параметри можуть бути
спрогнозовані або, в оперативному порядку, сплановані тільки власником РГ.
Велика частина генерації виникає на етапі розвитку внутрішнього
електропостачання родовищ і приєднується до власних мереж підприємств.
55

Прогноз виходу обсягу і складу попутного нафтового газу - дуже
складна геофізична і геохімічна завдання , яка в даний час не може бути
вирішена з високою точністю при довгостроковому плануванні. Фактичні
показники можуть істотно відрізнятися.
Дані фактори відомі власнику РГ і СЕ і можуть бути уточнені в
короткостроковому або оперативному порядку, однак невідомі ЕС.
У разі жорсткої прив'язки вироблення до технологічного циклу
прогноз потужності і вироблення ЕЕ з боку ЕС скрутний (похибка 100 %),
оскільки обсяг виробництва і перебіг його технологічного циклу в часі відомі
тільки власнику РГ і СЕ. Це особливо актуальні для використання попутного
нафтового газу, продуктів переробки сільськогосподарських і лісохімічних
відходів, шахтного та доменного газів. У меншій мірі це впливає на РГ на
основі звалищного газу і газу стічних вод, де обсяги первинного енергоносія
істотно перевищують обсяги його витрати.
Похибка внаслідок функціонування всіх видів РГ через вимушені
відключення
Включення-відключення генератора з точки зору впливу на баланси
потужності і енергії завжди є більш значущою подією, ніж включення-
відключення електроприймача навантаження [57]. Це обумовлено набагато
більшою одиничною потужністю генератора. Для установок СЕ з РГ, які
знаходяться в складі навантаження і побічно враховуються в її складі або не
враховуються зовсім, раптові включення-відключення РГ призводять до
значних похибок прогнозу навантаження.
У порівнянні з великої системної генерацією РГ менш надійна і
вимагає більш частого обслуговування. Передумовою є те, що РГ в
основному є споживчої генерацією дрібного і середнього бізнесу, отже, в
порівнянні з будівництвом великих електричних станцій терміни окупності і
час будівництва повинні бути істотно менше (1-3 роки проти десятка або
декількох десятків років). Звідси виробники установок РГ прагнуть
мінімізувати капвкладення в їх будівництво.
56

Для установок РГ на основі вуглеводневого палива це призводить до
наступних ефектів, що негативно впливають на частоту вимушених
відключень і виведення в ремонт [57]:
1. Висока ступінь форсування для максимізації потужності і ККД.
2. Мінімізація масогабаритних параметрів.
3. Забезпечення відповідності екологічним вимогам маловитратними
методами.
4. Уніфікація продукції енергетичного машинобудування з
багатоцільовою і транспортною продукцією, для якої актуальні менш жорсткі
вимоги по ресурсу і надійності.
5. Застосування спрощених систем автоматичного управління
установками РГ одночасно з максимальною автоматизацією процесів.
6. Оснащення установок засобами захисту та автоматики,
налаштованими на максімально можливе збереження генераторів від
зовнішніх збурень у розподіленої мережі [11].
Під «вимушеними відключеннями» далі маються на увазі всі причини
відключення одиничного генеруючого агрегату, що призводять до втрати
100 % його потужності. Перш за все, вони включають відключення
установки персоналом через сигналізацію про збої в роботі технологічних
систем установок. Крім того, це може бути вимушене технічне
обслуговування РГ, в рамках якого усуваються поточні і потенційні
несправності, пов'язані з наявністю закладених в конструкцію «слабких
місць» з прискореним зносом. Причини включають, в тому числі, дії захистів
і автоматики при зовнішніх збуреннях в розподільній мережі, що не
приводять до ремонту, але призводять до перевірки технічного стану
установки, необхідність її синхронізації і набору потужності.
Перші дві групи причини дають можливість заздалегідь в
оперативному або короткостроковому порядку повідомити про виведення
установки з роботи. Всі групи причин дають можливість повідомляти на
рівні диспетчерського управління про введення установки в роботу.
57

За точку відліку аналогічних показників надійності великих
генеруючих установок в ЕС можна прийняти максимальні значення для
потужних газових турбін, що виходять за рамки РГ, а також парових турбін.
За результатами розгляду статистики можна зробити висновки:
1. Середній і максимальний періоди часу між вимушеними
остановами для популярних в даний час газопоршневих і газотурбінних
установок до 3 разів менше, ніж для порівнянних по потужності класичних
паросилових установок.
2. Зі зниженням одиничної потужності установок РГ в сторону більш
затребуваних значень середній період часу між вимушеними остановами
зменшується до 5 разів, а максимальний – до 10 разів (в межах діапазону
ефективних потужностей кожної технології).
3. Установки РГ більшою одиничною потужністю мають найменші
періоди часу між вимушеними остановами, а також демонструють більший
розкид параметрів.
4. Установки РГ з більшою одиничною потужністю в середньому
схильні до позапланових відключень рідше, але простоюють в кожному з них
довше.
5. Середній коефіцієнт готовності установок приблизно відповідає
загальносистемному.
Перші три висновки свідчать про негативний вплив РГ на баланси
потужності, а четвертий – на нейтральний вплив на баланс енергії. Слід
зазначити, що таке поєднання частих включень-відключень генератора на
коротких інтервалах часу при відносно стабільному виробленні ЕЕ на
тривалих періодах часу – найбільш несприятливий для прогнозу і планування
балансів потужності.
Погіршує ситуацію відсутність для РГ споживачів-власників системи
резервів, що прийняті в ЕС для великих електричних станцій: установка
повинна працювати якомога більше, щоб забезпечити окупність.
Відключення одиничного генератора в рамках СЕ або ВЕ більш значуще, ніж
58

відключення одиничного генератора в ЕС, оскільки веде до втрати 20 - 100 %
генеруючої потужності проти 1 - 5 % для випадку ЕС.
Масові промислові установки РГ на основі відновлюваних джерел
енергії застосовуються близько 20 років. За цей час накопичена статистика
причин відмов, але доопрацювання конструкції триває і в даний час. Для них
характерні причини зниження надійності. При цьому осібно стоять відмови
через застосування силової напівпровідникової електроніки для видачі
потужності ВДЕ на промисловій частоті.
Слід зазначити, що в статистику включені одиничні вітроагрегати і
групи до 10 вітроагрегатів, що розташовані на суші, які відповідають
прийнятому в роботі визначенню РГ.
Для більш сучасних і більш складних по конструктивному пристрою
вітрогенераторів середній час між вимушеними відключеннями різко
знижується: в 1,5 - 6 разів. Крім того, середня одинична потужність
вітрогенераторів в даний час зросла з 0,2 - 0,5 МВт до 1,5 - 1,8 МВт з
тенденцією подальшого зростання.
Зростання одиничної потужності сучасних вітроагрегатів призводить
до семикратного скорочення середнього часу між вимушеними
відключеннями і складнощами прогнозу їх потужності. При роботі великих
вітрогенераторів по 1 - 3 шт. на перетворювач (колекторних підстанцію)
відключення одиничного вітрогенератора веде до втрати 33 - 100 %
потужності.
В сучасних фотоелектричних станціях великі фотоелектричні масиви,
об'єднані в струни, видають потужність на кілька силових
напівпровідникових перетворювачів, які здійснюють функції відстеження
точки максимальної потужності і видачі в мережу. З ростом одиничних
потужностей до 70 % відмов фотоелектричних станцій їх блоків припадає на
відмови силової напівпровідникової електроніки. Залежно від схеми
електричних з'єднань, це призводить до втрати 3 - 30 % потужності ФЕС.
59

За результатами розгляду відповідних статистичних даних можна
зробити наступні висновки:
1. Всі види РГ схильні до вимушених відключень в 5 - 8 разів частіше,
ніж класичне паросилове і сучасне газотурбінне обладнання великих
системних електростанцій;
2. Частота вимушених відключень установок РГ на основі ВДЕ в
даний час може бути порівнянна з такою для установок на вуглеводневому
паливі. Існує тенденція до подальшого зниження часу між вимушеними
відключеннями сучасних установок на основі ВДЕ при зростанні їх
одиничних потужностей;
3. Високі коефіцієнти готовності РГ при більш частих відключеннях
досягаються інтенсифікацією технічного обслуговування. Це веде до
відключення-включення потужності на періодах часу, порівняного з
періодом короткострокового планування.

2.2.2 Наслідки збільшення похибки прогнозу навантаження
внаслідок функціонування РГ
За результатами розгляду відповідних статистичних даних можна
зробити наступні висновки:
1. Похибка централізованого прогнозу на добу вперед ВДЕ на
1 порядок вище, ніж похибка прогнозу навантаження. Для вуглеводневої
генерації на основі утилізації вторинних і побічних продуктів похибка може
досягати 100 %, оскільки її графік залежить від технологічного циклу, який
відомий тільки власнику підприємства.
2. На відміну від потужності електричного навантаження з стійкими
циклічними коливаннями, всі види РГ мають нерегулярний (а ВДЕ до того ж
різкозмінний) характер з постійними часу в хвилини і години - тобто істотно
менше, ніж типові для навантаження доба, тиждень, рік.
3. Середній час до вимушеного відключення всіх видів РГ становить
1000 - 4000 годин проти 20000 - 30000 годин у великої системної генерації.
60

При цьому включення-відключення і набір / скидання потужності
також відбуваються значно швидше, оскільки щодо мобільності установки
РГ істотно перевищують велику системну генерацію. Слід зазначити, що
потужність одиничної установки, що працює в складі СЕ, може досягати до
50 % від навантаження СЕ, що істотно вище, ніж потужність одиничного
генератора в ЕС і тим більше ОЕС.
4. Статистичні параметри навантаження і РГ відповідають різним
видам математичних розподілів, і вимагають роздільного розрахунку.
Таким чином, непряме врахування РГ в складі навантаження або
неврахування РГ при зростанні її частки буде приводити до збільшення
похибки прогнозу навантаження і планування балансів. Функціонування РГ
буде приводити до нерегулярних не прогнозованих коливань потужності
навантаження. Доцільне пряме врахування впливу РГ на баланси потужності
та енергії.
При цьому виникають окремі складові балансів для розподільчих
мереж: прогнозована з високою точністю навантаження (базова складова) і
прогнозована з низькою точністю (яка приймається як стохастична) РГ. Слід
зазначити, що зворотна ідентифікація неспотерігаємої РГ (Beyond-the-Meter
Generation) в ЕС світу показує істотний вплив РГ на збільшення
результуючої похибки прогнозу навантаження [59].
Для зменшення похибки прогнозу РГ слід взяти до уваги наступні
результати аналізу:
1. Похибка прогнозу потужності і вироблення РГ на основі ВДЕ
зростає зі збільшенням горизонту прогнозування. Перехід до оперативного
планування дозволяє зменшити похибку прогнозу в 3 - 6 разів.
2. Якщо на вищих рівнях ієрархії неможливо враховувати параметри
окремих об'єктів і установок РГ, то їх необхідно враховувати на місцевому
рівні. У поєднанні з п.1 це знижує похибку прогнозу ВДЕ до 10 разів.
3. При централізованому плануванні на вищих рівнях ієрархії невідомі
графіки роботи РГ, що заплановані власником. На місцевому рівні вони
61

можуть бути враховані при взаємодії РГ з мережевими організаціями та
комерційними операторами в рамках роздрібного ринку чи інших механізмів.
4. При поточному централізованому управлінні на вищих рівнях
ієрархії за розглянутими причинами неможливий вплив на РГ з метою
корекції балансів і отримання зворотного зв'язку про ефективність такого
впливу.
Далі розглянуті конкретні балансові ефекти, які виникають в
результаті функціонування РГ. Ці ефекти особливо небезпечні, коли частка
РГ в балансах потужності невідома, а також невідома динаміка її зміни.
Системні ефекти
При стандартному підході до формування балансів потужності та
енергії, точка балансу потужності визначається в основному прогнозним
графіком навантаження, на який в класичній постановці завдання практично
неможливо впливати, а також планом роботи генерації, яка, навпаки, в
класичній постановці є абсолютно керованою і цілком входить в ієрархію
регулювання балансу потужності. Для РГ це не відповідає дійсності. Вплив
РГ на режимно-балансову обстановку може проявлятися при істотному
зростанні її частки - помітності в масштабі енергосистеми.
Поєднання стійкого зростання частки РГ в енергосистемі і
перевищення величини похибки прогнозу споживання може призводити до
ефекту витіснення навантаження з бази [60].
Розглянутий ефект, в свою чергу, призводить до зменшення числа
годин використання встановленої потужності великих електростанцій
8760 ⋅Рср / Руст . Наприклад, в європейських країнах зниження вироблення
великими електричними станціями в базових режимах на користь
розподіленої генерації призвело до того, що ЧГВВП (число годин
використання встановленої потужності) великих електростанцій тільки за
5 років скоротилося з 5100 до 3200 годин (ЧГВВП Рср / Руст з 58 % до 36,5 %
– на 40 % від базової величини) без істотних змін графіка навантаження [40].
62

Великі електростанції мають термінами окупності близько 10 - 20
років, і зменшення вироблення електроенергії разом з ростом відносної
витрати палива призводить до збільшення термінів окупності на 50 % щодо
планових – до 15 - 30 років.
Протягом останніх 10 років ОЕС має тенденцію до флуктуації
споживаної потужності і зростання електроспоживання в середньому не
більше 0,3 % / рік. Слід зазначити, що дані показники забезпечені, в тому
числі, за рахунок приєднання нових ЕС на паралельну роботу і зростання
частки побутового сектора. Споживання великим виробництвом внаслідок
поліпшення його ефективності або макроекономічних причин практично не
зростає, в окремих ЕС знижується. Велике виробництво споживає
електроенергію переважно на оптовому ринку, яку вироблено великими
системними станціями. При цьому темпи зростання великої генерації
становлять в середньому 2 % в рік. При зниженні або навіть сталості
потужності і електроспоживання великими підприємствами системна
генерація не може заповнити це за рахунок дрібномоторної промисловості та
побуту, якщо їх забезпечує вводиться РГ.
Факт витіснення одного виду генерації іншим, більш затребуваним,
сам по собі не є негативним. Але цей процес витіснення повинен бути
контрольованим [59, 60].
Зменшення базової частини системного графіка навантаження
призводить до зростання варіації графіків потужності і збільшення відносної
 dP* / dt dP* / dt 
швидкості набору і скидання навантаження:  ;  . Це

 Pср P 
і 
призводить до погіршення умов роботи великої генерації з точки зору
маневреності та мобільності. В енергосистемах країн світу, таких як Данія,
Франція, США і інші введені або вводяться обмеження на швидкість зміни
потужності РГ [57, 59].
63

Похибка при визначенні потужності РГ, в тому числі і працюючих в
складі навантаження, призводить до похибки оцінки необхідних системних
резервів, в першу чергу, оперативних (гарячих і обертових).
Поєднання ряду факторів, таких як: високе вироблення всіх видів
спостерігаємих РГ, наявність прямих договорів поставки ЕЕ споживачеві у
ГЕС, похибка прогнозу навантаження, що включає неспостережувані РГ,
можуть привести до відсутності резерву на розвантаження.
Подібна похибка вторинного резерву веде до відсутності можливості
відновлення первинного резерву для забезпечення процесу регулювання
частоти [32, 33, 57].
Окремо слід згадати вплив деяких видів РГ і накопичувачів енергії на
процес регулювання потужності, пов'язаний з регулюванням частоти.
Генеруючі установки, які здійснюють видачу потужності з боку постійного
струму на сторону змінного струму через інвертор, часто не беруть участь в
регулюванні частоти, оскільки дані інвертори є переважно частотозалежними
[58].
Такі установки мають властивості, що схожі з генерацією, яка працює
в базовій частині графіка навантаження.
Генерація, що заснована на поновлюваних джерелах енергії, що
володіють «стохастическим» характером вироблення (сонце, вітер), на
тривалих проміжках часу має відносно стабільне вироблення електроенергії,
близьке до розрахункового. Однак, робоча потужність за короткий проміжок
часу може змінюватися в залежності від факторів, що впливають від 0 до
встановленої. При цьому середня точність прогнозу потужності генерації
становить 20 - 30 %. Все це значно погіршує ефективність забезпечення
балансу потужності і тим більше регулювання частоти за допомогою такої
генерації [61 - 63].

64

Загальні мережеві ефекти
Важлива проблема, що пов'язана з появою РГ і збільшенням похибки
прогнозу навантажень - погіршення якості розрахунку режимів і контролю
мережевих обмежень [64]. Прогноз навантажень і розрахунки системних і
мережевих обмежень виконуються з урахуванням еквівалентування
розподільних мереж до центрів живлення 110 кВ..
В даний час прогноз електричного навантаження виконується
службами енергетичних балансів і режимів філій СО. Як правило, прогноз на
певний період часу виконується по енергорайону з отриманням значення
потужності навантаження. Далі значення потужностей по вузлах 110 кВ –
центрам живлення розподільних мереж – розносяться відповідно до
розрахункових пайовими коефіцієнтами, отриманими на підставі
контрольних замірів, рідше безпосередньо пропорційно даним контрольних
замірів [59, 65, 66]. Перетоки потужності і мережеві обмеження в загальному
випадку контролюються за допомогою розрахунку режимів на підставі
прогнозних навантажень і планованої генерації по вузлах.
Збільшення загальної похибки прогнозу навантаження по ЕС
призводить і до нерівномірного збільшення похибок прогнозу потужності
окремих вузлів 110 кВ. Системні і мережеві обмеження на етапі планування
режимів контролюються на основі розрахунку даних режимів з прогнозними
значеннями навантажень вузлів. Збільшення похибок прогнозу вузлових
потужностей веде до похибки розрахунку режимних параметрів, до
неможливості контролю мережевих обмежень, а звідси – до потенційного
перевантаження устаткування. Відповідно до [24, 58], 42-50 % мережеві
обмеження відносяться до перерізів 110 кВ і складають по потужності
100 - 300 МВт в залежності від конкретної схемно-режимної ситуації.
Неспостережувані і невраховані об'єкти РГ при порядку потужності їх в
25 МВт (8 - 25 % від обмежень) можуть істотно впливати на режими
розподільних мереж. Як правило, обмеження впливають на баланси і
режими:
65

1. Центрів живлення розподільних мереж, в умовах замикання
пов'язаних з ними транзитів і розмикання транзитів більш високих класів
напруги.
2. Вузлів розміщення ТЕЦ і ПГУ, що видають потужність на класі
напруги 110 кВ, і відповідних ліній, що відходять.
3. Цей пункт є комбінацією двох попередніх: 1 і 2.
Потреба контролю мережевих обмежень виникає і в розподільних
мережах 6 - 35 кВ, де раніше вони контролювалися тільки на етапі
проектування і при виконанні контрольних замірів. Перетоки потужності і
енергії в розподільних мережах СО історично не контролювалися з
наступних причин:
1. Забезпечити частоту в цілому по системі порівняно простіше, ніж
забезпечити задані значення перетоків і потоків потужності (і енергії) в
окремих перерізах і вузлах, відповідно.
2. Розподільні мережі спочатку проектуються так, що при
однонаправлених перетоках потужності і незмінному складі споживачів
перевантаження в них малоймовірне.
Однак, з появою РГ значення балансу потужності вузла розподіленої
мережі і відповідних перетоків може змінюватися в значно більших межах,
ніж для випадку наявності тільки навантаження: від максимального
навантаження при непрацюючій РГ до видачі частини або повної потужності
РГ при відсутності навантаження. Може існувати топологічна неможливість
реалізації балансів по районам мережі, що пов'язана з меншою зв'язністю
розподільних мереж. Це обумовлено їх переважно радіальної і магістральної
структурою.
Таким чином, при появі РГ потрібно провести розрахунок режимів
розподільних мереж і контроль системних обмежень у вузлах і перерізах,
пов'язаних з ними. За умов нспостереженністі РГ розрахунок режимів
розподільних мереж і контроль системних обмежень неможливі. Перетоки
потужності і енергії в розподільних мережах 35 - 110 кВ контролюються за
66

допомогою розрахунку режимів мережевими компаніями, в мережах
6 (10) кВ в даний час практично не контролюються.
Локальні ефекти
При неврахування частки РГ в балансі потужності енергосистеми
може виникнути ефект «маскування» частини навантаження в системі, при
якому спостерігається фактичне значення потужності навантаження за
вирахуванням потужності РГ [59, 30]. Як уже було відзначено вище, даний
системний ефект хоча і веде до похибки визначення значень балансу
потужності в енергосистемі, але при відносно невеликій потужності РГ в
даний час не призводить до небезпечних наслідків. Проте, при неврахування
РГ в локальній ділянці енергосистеми (вузли) в перспективі можуть
відбуватися непередбачені зміни схемно-режимної ситуації.
Внаслідок нерівномірності поширення РГ по енергосистемі її
концентрація в окремих вузлах може перевершувати середню. З огляду на
порівняно низький КВВП, небаланси лягають на живильну мережу.
Одним з ключових стимулів розвитку РГ в ОЕС, крім дорожнечі
мережевий електроенергії, є неможливість в прийнятні терміни отримати
нове технологічне приєднання до мережі або розширення потужностей
існуючого. РГ будується для нових і реконструйованих об'єктів з
модернізацією виробництва в комплексі.
Звідси РГ будується для покриття потужностей навантаження, які не
можуть бути забезпечені мережевими потужностями в повній мірі - як в
момент підключення, так і в перспективі. Відключення РГ в таких ситуаціях
призводить до перевантаження елементів мережі.
Вищезгаданий ефект «маскування» частини електричного
навантаження в навантажувальному вузлі може призводити до таких
наслідків при раптовому відключенні РГ, що особливо часто відбувається в
післяаварійних режимах і може погіршувати ситуацію:

67

1. Неприпустиме зниження напруги і втрата статичної стійкості
навантаження.
2. Перевищення допустимого струмового завантаження за перерізом
зв'язку вузла з системою. РГ в енерговузла може впливати на коректну
оцінку коефіцієнтів запасу статичної стійкості (КЗСС) по активній
потужності.
Підключення об'єктів РГ ускладнює процеси диспетчерського
управління, оскільки безпосередньо не вкладається в існуючу ієрархію
управління енергосистемами.

Висновки до розділу 2

Аналітичний огляд, представлений в розділі, дозволяє зробити
висновки:
1. Розподілена генерація в ОЕС розвивається в основному двома
шляхами. РГ на основі вуглеводневих установок є переважно власною
генерацією споживачів електричної і теплової енергії, що функціонує в
складі споживачів енергосистем. РГ на основі ВДЕ розвивається внаслідок
державної політики підтримки ВДЕ, виникнення відповідних виробників
установок на основі ВДЕ і поступового їх здешевлення.
2. Поява і поширення розподіленої генерації при її неврахування в
балансах призводить до виникнення цілої складової, що не включається в
існуючу ієрархію оперативно-диспетчерського управління і не враховується
в балансах потужності і енергії.
3. Непряме врахування всіх видів РГ в складі навантаження або
неврахування РГ при зростанні її частки буде приводити до збільшення
похибки прогнозу навантаження і планування балансів, тому що РГ має
нерегулярний характер вироблення потужності і ЕЕ. Функціонування РГ
буде приводити до нерегулярних непрогнозованих коливань потужності
навантаження. Доцільне пряме врахування впливу РГ на баланси потужності
68

та енергії. Необхідно інформаційне ведення і координація перспективного
розвитку РГ, а також розгляд необхідності комерційного управління,
диспетчерського ведення і управління. Це збігається з положеннями
концепції Smart Grid в частині необхідності загальної спостережливості і
керованості об'єктів ЕС одночасно з наявністю локальної самоорганізації
груп об'єктів.
4. Ключова проблема вбудовування РГ в ієрархію управління -
обгрунтованість взаємодії окремих об'єктів РГ з існуючими рівнями ієрархії
управління енергосистемою. На рівнях потужностей і класів напруги, на яких
функціонує РГ, відсутні як диспетчерське (директивне), так і комерційне (на
основі ринкових механізмів) ведення та управління об'єктів, а також прогноз
і план балансу потужності і енергії.

69

РОЗДІЛ 3
ТЕРИТОРІАЛЬНО-МЕРЕЖЕВИЙ ПРИНЦИП ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ
БАЛАНСІВ ПОТУЖНОСТІ ТА ЕНЕРГІЇ ЕНЕРГОСИСТЕМ З
РОЗПОДІЛЕНОЮ ГЕНЕРАЦІЄЮ

Під ієрархічним регулюванням балансів потужності та енергії мається
на увазі комплекс підходів і принципів щодо активного вбудовування будь-
яких видів генерації в існуючі та нові рівні ієрархії управління, що
реалізовується з урахуванням особливостей електричного навантаження і
ринкових стимулів на всіх етапах ланцюжка розвитку і функціонування
енергосистем, таких як «проектування» – «експлуатація» – «управління
режимами». В цьому плані регулювання відрізняється від пасивного
складання балансів з урахуванням наявних генеруючих потужностей без
задіяння елементів енергосистеми, технічно і технологічно придатних для
регулювання, але організаційно не задіяних у виконанні балансів.
Дані підходи мають багато спільних рис з підходами, представленими
в рамках концепції інтегрованого планування енергетичних ресурсів [67].
В рамках концепції передбачається створення умовно-збалансованих
територій з різнорідними енергетичними ресурсами на основі добровільних
енергооб'єднань з відомими балансовими властивостями.

3.1 Неефективність безпосередньої інтеграції РГ в існуючі рівні
диспетчерського управління

Інтегрувати РГ в існуючі рівні у вигляді РДУ або ОДУ неефективно з
наступних причин [6, 8, 11, 59]:
1. Відсутні необхідні канали зв'язку по системним стандартам, а їх
організація порівнянна за ціною з будівництвом РГ.
2. Постійні часу навантажень РГ і самої генерації істотно менше, ніж
на рівнях РДУ і тим більше ОДУ, де все адаптовано під оптовий ринок.
70

Мобільність і маневреність РГ істотно вище, ніж великої системної
генерації. Звідси доцільно розглянути менші інтервали диспетчерського
графіка і врахування тарифних складових в рамках ринку ЕЕ.
3. Відсутня можливість вирішення супутніх балансових завдань для
електромережних і енергозбутових компаній.
4. На рівні РДУ масштаб управління об'єктами буде відрізнятися на
порядки, наприклад, установка 800 кВт і енергоблок 800 МВт. При цьому
балансово-режимний вплив енергоблоку 800 МВт буде поширюватися в
цілому на ЕС, а балансово-режимний вплив установки 800 кВт буде
проявлятися на рівні розподільчих мереж 0,4 - 6 (10) кВ, де диспетчерське
управління, як правило, не здійснюється.
5. Кількість об'єктів ведення і управління на рівні РДУ може значно
перевищити межі продуктивності сучасних АСДУ, що веде і до
неможливості управління людиною-диспетчером.
Як правило, кількість об'єктів, над якими здійснюється технологічне
ведення, в основному не перевищує 100 - 300, інформаційне – 50 - 100,
оперативне ведення – 25 - 50, оперативне управління – 10 - 20.
Це справедливо при достатньої ступені автоматизації на середніх
рівнях і наявності достатньої і достовірної інформації про об'єкти управління.
Найбільш завантаженим є середній рівень диспетчерського управління –
нижчий рівень формування балансів потужності Системного оператора –
рівень енергосистеми і РДУ. Інтерес представляє обсяг інформації,
необхідний для забезпечення прогнозу, планування і управління
балансовими параметрами на рівні споживчої енергосистеми СЕ, хоча б з
точки зору принципової можливості покриття графіка навантаження.
Інформаційне завантаження диспетчерського управління пов'язано з
наступними поняттями. Диспетчерський інтервал – відрізок часу, який
визначає періодичність зміни заданої потужності генераторів. Комерційний
інтервал – відрізок часу, що визначає періодичність оновлення цін на ЕЕ і
потужність.
71

Інформаційне навантаження пропорційна кількості суб'єктів n,
стосовнояких здійснюється інформаційне ведення, і частоті рішення задачі,
прямо пропорційною розміру N диспетчерського інтервалу (ДІ) за
аналізований період:
V = n ⋅N . (3.1)

Тоді співвідношення двох величин:

V2 n2 ⋅V= 2 (3.2)
V1 n1 ⋅V1

В середньому при збереженні поточної структури оперативно-
диспетчерського управління та регулювання балансів потужності та енергії,
інформаційна навантаження на диспетчера зростає в 130000 разів, тобто на
5 порядків. Максимально – на 6 порядків. ОВК підтримує обробку порядку
200000 вимірювань в хвилину, або 3333 вимірювань в секунду. Якщо
проводиться обробка стандартних величин – активної P і реактивної Q
потужностей, модулів напруги U і струму I, частоти F, то максимальна
кількість об'єктів-джерел інформації складає 667 (і це за умови рівномірного
надходження вимірювальної інформації). Крім того, межа кількості
підключених до одного ОВК каналів становить в середньому 1000, кількість
активних (одночасно опитуваних) каналів не перевищує 100, що актуально
для секундного інтервалу. Оцінки справедливі для вузлів електростанцій,
крім того, в системі існують підстанції, хоча при наявності РГ частка простих
підстанцій буде зменшуватися. Вище представлені оцінки технічної межі
кількості оброблюваної інформації для спостереження РГ. Однак,
принципово питання про необхідність і доцільність подальшого управління
РГ за результатами моніторингу її роботи залишається відкритим.
У розділі 1 було розглянуто, що в даний час на рівні регіонального
диспетчерського управління енергосистемою існує в середньому 30 основних
72

суб'єктів, що впливають на балансову обстановку в енергосистемі, у т.ч.
20 - 25 електростанцій і 2 - 3 великі споживачі. Це значення не включає
топологію мереж , стан яких є критичним для передачі потужності і енергії.
З урахуванням потреби в точної інформації про топологію мережі і її
характеристик, необхідних для регулювання балансів і балансової-режимних
аспектах, обсяг інформаційного навантаження зростає ще на порядок. Крім
того, зважаючи на особливості математичного апарату, задіяного в даний час
в енергетиці, з ростом кількості розрахункових величин обчислювальне
навантаження нелінійно зростає [6, 8, 11, 59], може знижуватися точність
розрахунків. Отримання точних відомостей про параметри мереж НН і СН є
окремою проблему, можливо, більш значущою, ніж всі попередні. Виходячи
з вище перелічених міркувань, практична доцільність інтеграції РГ на рівень
РДУ піддається сумніву с.
Основний висновок, який можна зробити з урахуванням всього
вищесказаного – щодо регулювання балансів потужності та енергії
розподіленої генерацією існують класичні проблеми електроенергетики:
проблема масштабу і проблема розмірності. Перша проявляється в
необхідності детально розглядати балансові процеси з різним, на 3 - 4
порядки масштабом рівнів потужності вироблення електроенергії.
Збільшення масштабу у вигляді значного зменшення ДІ веде до виникнення
проблеми розмірності. Навпаки, рішення проблеми розмірності за рахунок
усереднення графіків навантажень веде до втрати деталізації, якісним і
кількісним помилкам, що пов'язані з покриттям графіків за допомогою РГ.

73

3.2 Територіально-мережевий принцип формування балансів
потужності та енергії

3.2.1 Суть територіально-мережевого принципу
В даний час мережеві компанії – єдині суб'єкти енергетики України,
що зберігають стійку ієрархію управління (переважно технологічного) [68] .
Наявність у мереж власної ієрархії на декількох рівнях дозволяє в першу
чергу розглядати можливість інформаційного супроводу або координації РГ,
підключеної до їхніх мереж.
1. Ієрархія рівнів управління мережами підкріплена каналами зв'язку,
що склалися, організаційно-технічними регламентами та заходами по
оперативно-технологічному веденню і управлінню.
2. Мережеві компанії – найбільш зацікавлена сторона. Розподілена
генерація в найбільшій мірі впливає на розподільні мережі, виступаючи і як
конкурент, і як інструмент енергосервісу щодо поліпшення
енергоефективності, якості електроенергії та надійності [13].
3. Мережеві обмеження лежать в основі балансової-режимних
обмежень у вузлах навантаження, що в сукупності з техніко-економічними
факторами найчастіше і є основою для виникнення РГ [4, 8]. З точки зору
підтримки балансово-режимних параметрів поява РГ в розподільних мережах
може бути корисною, проте, необхідність реконструкції розподільних мереж,
призначених для односторонньої роботи, а також зниження транспорту
електроенергії і корисного відпуску з мереж споживачам, невигідно для
мережевих компаній.
З урахуванням вищесказаного, пропонується принцип, що надає
можливість інформаційного ведення і координації перспективного розвитку
РГ, а також можливість комерційного управління, диспетчерського ведення і
управління. Принцип названий у роботі «територіально-мережевим».

74

Його ключовою особливістю є збереження існуючої ієрархії тільки на
верхніх рівнях і «самоорганізація» РГ на декількох рівнях. У запропонованій
структурної ієрархії ключову роль відіграють поняття «споживчої
енергосистеми» і «віртуальної енергосистеми». Запропоновано створення
нових рівнів у вигляді центрів управління споживчою енергосистемою СЕ і
центрів управління віртуальними енергосистемами (ВЕ).
1. Перший етап отримання збалансованих по потужності і енергії
частин енергосистем – формування збалансованих споживчих енергосистем.
У рамках споживчої енергосистеми СЕ окремими споживачами виконується
координація власних навантажень і генерації.
2. Віртуальна енергосистема – сукупність споживчих енергосистем, а
також інших навантажень і генерації, що об'єднана на основі картельного
принципу і здатна до регулювання своїх балансів потужності та енергії,
інтегрована в розподільні мережі електрично і відособлена від них
функціонально. Віртуальні енергосистеми відображають положення
концепції віртуальних електростанцій Virtual Power Plant [20, 21, 44].
Основною перевагою об'єднання в картель може бути вихід на оптовий
ринок електроенергії та потужності, а також розширені можливості на ринку
системних послуг. Об'єкти РГ координують свої потужності і вироблення ЕЕ
для відповідності заданому диспетчерського графіку, але зберігають
фінансову незалежність.
3. Збір інформації автоматизованими системами обліку в даний час
здійснюється зазвичай на рівні виробничих відділень електричних мереж
(ВВ).
Повноцінний щит оперативно-технологічного управління також є на
рівні ВВ. Рідше даними атрибутами володіють центри управління районними
електричними мережами (як правило, міські або територіально близькі до
великих міст).
75

Звідси інформаційне ведення РГ, навантажень електричної мережі і
окремих СЕ доцільно здійснювати на рівні виробничих відділень, або
великих потужних РЕМ за допомогою АСКОЕ [38, 39].
4. Ведення потужними споживчими енергосистемами СЕ і об'єктами
РГ, здатними викликати локальні балансові ефекти і досить потужними для
здійснення впливу на баланси центрів живлення розподільних мереж, може
здійснюватися безпосередньо на рівні центрів управління мережами філій
розподільних мережних компаній (ЦУМ РМК).
ВЕ виконує підтримку заданого РДУ диспетчерського графіка,
змінюючи потужність сукупності об'єктів РГ і їх навантажень.
Особливості запропонованої ієрархічної структури:
1. Інформаційне ведення в частині отримання даних про значення
енергії (усереднених на інтервалі значеннях потужності) вже є – дані
збираються мережевими компаніями за допомогою АСКОЕ. Перевага дає
скорочення інтервалу обліку, а також оснащення сучасними АИИС КОЕ з
можливістю отримання високодіскретного графіка і різних електричних
параметрів;
2. Принципово новими є прогноз і план балансів. На рівнях
мережевих компаній самі мережеві компанії можуть здійснювати
інформаційне ведення як власники систем обліку. Прогноз і план на рівнях
доцільно здійснювати силами енергозбутових компаній;
3. Передача даних між РГ, СЕ, мережевими і енергозбутовими
компаніями здійснюється за стандартним для мереж і енергозбутових
компаній каналах зв'язку на основі громадської інфраструктури зв'язку.
Передача консолідованих даних до рівня РДУ виконується за наявними у
мережевих компаній прямими незалежними взаєморезервуючими і каналами
зв'язку;

76

4. СЕ повідомляють про наявність включеної / відключеною генерації
(втім, об'єкти по виробництву електроенергії при проведенні робіт в мережі і
в даний час зобов'язані це робити згідно з технічними умовами на
технологічне приєднання). Основу управління споживчими енергосистемами
СЕ ж має становити комерційне управління роздрібного ринку.
Таким чином, список задіяних програмно-технічних засобів і
персоналу розширюється по мінімуму. При цьому замість РМК отримують
можливість вирішувати ряд супутніх перспективних балансової-технічних
завдань, вирішення яких при неврахування РГ неефективно. У світовій
практиці існує завдання граничних умов у вузлах зв'язку розподільних і
системоутворюючих мереж ЕС, за якими проходить і межа між різними
рівнями управління (Balancing Authorities) різними частинами мереж
(Balancing Areas) [64]. Граничні значення накладаються на значення
перетоків потужності і енергії, швидкості їх зміни, а також режимні
параметри.
При невеликій кількості об'єктів РГ і обмежених можливостях
регулювання балансів граничні умови можуть задаватися діапазоном
значень. Дотримання граничних умов доцільно стимулювати механізмами
ринків ЕЕ. Для окремих СЕ граничні умови можуть задаватися по
контрольованим перерізах між ділянками розподільних мереж з веденням
ЦУМ РМК. Слід зазначити, що формально на території якої-небудь ділянки
мережі може перебувати велика системна генерація оптового ринку. Але, як
правило, вона видає потужність в мережі, за своїм функціональним
призначенням не є розподільною (як правило), а також працює під
диспетчерським управлінням Системного оператора.
Розглянутий принцип включає комбінацію централізованого та
децентралізованого підходів до формування балансів, відповідає положенням
концепцій Smart Grid і Virtual Power Plant про ефективність самоорганізації
груп об'єктів в ЕС. Інші атрибути принципу представлені далі.

77

3.2.2 Скорочення зон контролю за балансами. Спостережуваність
і керованість об'єктів РГ
Скорочення зон контролю за балансами обумовлено наступними
причинами.
1. Можливість використання систем обліку електроенергії, перш за
все автоматичних, в якості основних джерел інформації про РГ в
розподільних мережах. Використання громадської інфраструктури зв'язку (з
вирішенням питань інформаційної безпеки) для передачі даних усередині СЕ
і ВЕ, а також від СЕ і ВЕ до диспетчерських пунктів РЕМ, ВВ і ЦУМам.
2. Підвищення точності прогнозу і планування потужності на
місцевому рівні для об'єктів РГ на основі ВДЕ і утилізованих продуктів за
рахунок можливості їх докладного моделювання.
3. Забезпечення керованості РГ – як за допомогою директивного
управління, так і комерційного. Хоча прогноз і планування балансів можна
здійснювати на верхніх рівнях, управління і зворотний зв'язок практично
здійсненні тільки на місцевих рівнях – віртуальних електростанцій ВЕ,
споживчих енергосистем СЕ і виробничих відділень електричних мереж ВВ.
Управління на одному рівні (на рівні регіонального диспетчерського
управління РДУ) об'єктами, які відрізняються за масштабом на порядки,
наприклад, 800 кВт і 800 МВт, практичного сенсу не має.
4. Підвищення точності прогнозу і плану на рівнях РЕМ і ВВ. Прогноз
і планування балансів для великих енергооб'єднань, що характеризується
невеликою відносною помилкою, при цьому веде до погрішностей прогнозу і
плану балансів в окремих вузлах РЕЗ і ВВ. Це різко збільшує міжвузлові
перетоки потужності. Поширення РГ посилює цю проблему за рахунок появи
реверсивних перетікань між вузлами розподіленої мережі (рис.3.1).
5. При великої погрішності окремих вузлів топологічна реалізація
планових балансів утруднена або неможлива через меншу зв'язність
розподільних мереж і їх переважно радіальної структури [69].
78

В умовах, представлених в п.п. 4 і 5, завдання діапазону граничних
значень перетоків потужності для споживчих енергосистем, а також покриття
РГ власних навантажень в режимі експорту / імпорту потужності, близькій до
нуля (слідування за навантаженням установками РГ, що підтримують таку
можливість) дозволяє спростити утримання перетоків потужності в
потрібних межах.

Рис 3.1 - Мінімізація перетоків в розподільних мережах

В умовах неспостереженості РГ точні розрахунки і контроль
обмежень неможливі. У філій мережевих організацій немає телеметрії в
розподільних мережах. У мереж своя сформована ієрархія вимірів і
телеметрії, яка прив'язана до вимірювальних комплексів автоматизованих
систем обліку електроенергії, що обумовлює застосування територіально-
мережевого принципу.
6. Зберігається кількість об'єктів на рівні, в середньому 30, для
можливості їх ведення і управління людиною-диспетчером, в тому числі і з
застосуванням автоматизованих засобів диспетчерського управління.
7. При використанні підходів інтегрованого планування
енергоресурсів для комплексного енергозабезпечення та підвищення
енергетичної ефективності стимулюється розвиток РГ всіх видів таким
чином, щоб РГ і їх навантаження утворювали приблизно збалансовані
енергорайони [69, 70].

79

3.2.3 Скорочення диспетчерського та комерційного інтервалів на
рівнях ведення і управління розподіленою енергією. Пріоритет
оперативного планування перед короткостроковими
Часова ієрархія сукупності завдань ведення і управління РГ,
розглянутої в роботі, представлена на рис. 3.2.
Короткострокові прогноз і планування електричних і техніко-
економічних показників ЕС виконуються, як правило, на комерційному
інтервалі. Дотримання інтегральних (усереднених) планових показників на
комерційному інтервалі здійснюється за допомогою завдання планової
потужності генерації на інтервалі часу, що відповідає диспетчерському
інтервалу.

Рис 3.2. Часова ієрархія поточних і перспективних завдань управління і
ведення РГ в роботі

80

Перевагами короткого диспетчерського інтервалу ДІ є:
- можливість більш детального відстеження параметрів навантажень і
генерації, їх відхилення один від одного, так само як і відхилення фактичних
значень від планових;
- можливість якісного та кількісного відстеження обмежень по
маневреності генеруючого обладнання при складанні прогнозу навантаження
і плану генерації.
Недоліками короткого диспетчерського інтервалу ДІ є:
- «зашумлення» кривої потужності електричного навантаження
флуктуаціями, що не приводять при цьому до значної зміни середніх і
інтегральних показників, що вимагає алгоритмів фільтрації і згладжування
сигналів;
- кратне збільшення кількості оброблюваної інформації.
Невід'ємною частиною територіально-мережевого принципу є
скорочення на рівні ведення і управління РГ:
- комерційного інтервалу (КІ) – з 1 год. до 5-15 хв і розподіл його на
менші диспетчерські інтервали;
- диспетчерського інтервалу – з 1 год до 5 хв.
Це добре співвідноситься з новітньої світовою практикою [71,72]. В
даний час в різних енергосистемах світу комерційні інтервали КІ становить
від 5 хв до 1 год, тривалість ДІ становить 5-15 хв. Тривалі КІ діляться на
кілька ДІ. В ОЕС, з урахуванням регламенту оперативно-диспетчерського
управління, що склався, ДІ і КІ рівні 1 год. З урахуванням властивостей
загальносистемного навантаження, класичним ДІ є інтервал в 1 годину, у т.ч.
і в ОЕС. Для сучасних систем АСКОЕ оптового ринку, які не пов'язані прямо
c процесом диспетчеризації, а призначених для комерційного обліку величин
потужності і ЕЕ, інтервалом служить період 30 хв. Сучасні невеликі
енергосистеми з розущільненими графіками навантаження переходять на ДІ
в 5 - 15 хв [71,72].
81

Згідно зі світовим досвідом, мінімальна тривалість диспетчерського та
комерційного інтервалу визначається, перш за все, ступенем готовності
інфраструктури ринку електроенергії. Вона залежить в першу чергу від
швидкості зміни навантаження і генерації, інтенсивності економічної
діяльності і реалізується за принципом "чим менше тим краще". Точні
значення інтервалів прив'язуються до типових інтервалів обліку та реєстрації
параметрів, прийнятих в автоматизованих системах обліку ЕЕ і АСДУ і
визначаються продуктивністю інформаційних систем.
Скорочення диспетчерського та комерційного інтервалів , перехід до
оперативного планування обумовлені наступними причинами [73]:
1. Зменшення комерційного інтервалу КІ на роздрібному ринку [74]
дозволяє енергозбутової компанії активно впливати на цінові і балансові
показники на роздрібному ринку, і при цьому відповідати планованому
інтегральному значенню для КІ оптового ринку (він же ДІ оптового ринку) за
рахунок цінового стимулювання учасників роздрібного ринку (рис. 3.3).
Зменшення диспетчерського інтервалу, розподіл КІ на кілька ДІ і перехід до
оперативного планування дозволяє відстежувати відхилення від планованих з
подальшим формуванням цін на наступний комерційний КІ так, щоб вони
сприяли зміні режиму генерації на наступних КІ РРЕП.

82

Рис. 3.3. Зменшення КІ і ДІ на рівні РГ, розподіл КІ на ДІ:
КІ - комерційний інтервал, ДІ - диспетчерський інтервал;
ОРЕП – оптовий ринок електричної потужності;
РРЕП – роздрібний ринок електричної потужності

2. Підвищення точності прогнозу і планування потужності на
місцевому рівні для об'єктів РГ на основі ВДЕ і утилізованих продуктів за
рахунок можливості їх докладного моделювання – рис. 3.4.

Рис. 3.4. Зменшення похибки при скороченні горизонту прогнозу
83

Також при розглянутому в роботі скороченні зон контролю і
використанні нового рівня диспетчерського управління це дає можливість:
- на місці врахувати вивід у позаплановий ремонт і введення
обладнання назад в роботу в оперативному порядку;
- вживати заходів щодо приведення споживання потужності на рівні
генеруючої потужності при відсутності можливості використання резервів;
- заявляти необхідний резерв для роботи, в тому числі, мережевий.
Навіть без диспетчеризації РГ інформаційне ведення СЕ на коротких
інтервалах часу дає можливість оцінити зміну її потужності і скорегувати
оперативні і короткострокові резерви в ЕС.
3. Мережеві компанії в даний час паралельно вирішують завдання, що
пов'язані з наглядом стану мережі, перетоків електроенергії, онлайн –
моніторингу втрат, завантаження елементів мережі на інтервалах часу в
1 - 5 хв. До цих завдань додається завдання інформаційного ведення РГ.
4. На рівні розподільної генерації (0,4 - 6 (10) кВ, до 25 МВт) постійні
часу технологічних процесів навантажень і генерації менше, а відносна
маневреність РГ істотно вище, ніж у великої системної генерації.
Межа між оперативними завданнями і завданнями реального часу для
РГ розмивається. Наявність регулярних коливань навантажень РГ тривалістю
декілька хвилин, що порівнюються з тривалістю з КІ і ДІ, практична
непридатність ручного і навіть автоматизованого управління для прогнозу,
плану і ведення РГ при таких КІ і ДІ свідчать про доцільність автоматичного
управління при диспетчеризації РГ.

3.2.4 Доцільність автоматичної корекції графіка потужності на
рівнях ведення і управління розподільної генерації
Корекція графіка потужності і формування балансів на рівні РГ, СЕ і
ВЕ в рамках територіально-мережевого принципу може бути необхідна, щоб
забезпечити:
84

1. Виконання ринкових договірних зобов'язань усіх сторін (СЕ,
мережі, енергозбутових компаній) на роздрібному ринку електроенергії. У
тому числі і при перспективному більш активному економічному
регулюванні на роздрібному ринку [75].
2. Дотримання режимних обмежень в розподільних мережах (струми,
рівні напруги), а також загальносистемних обмежень (перетоки і баланси по
вузлах, виконання балансів).
Відносні маневреність і мобільність установок РГ на вуглеводневому
паливі, відповідно, на 10 - 50 % і до 10 разів вище, ніж у генеруючого
обладнання паросилових електростанцій в ЕС. Для установок на основі ВДЕ
відсутні явні обмеження по діапазону регулювання, а швидкість зміни
потужності в разі відсутності рухомих частин обмежується швидкодією
силової напівпровідникової електроніки і становить кілька періодів
промислової частоти. Це дозволяє РГ швидко змінювати свою потужність
для відповідності потужності навантаження. З іншого боку, як зазначалося,
потужність генератора в рамках СЕ щодо електроприймача навантаження
незрівнянно менше, ніж потужність генератора в ЕС. Звідси коливання
навантаження будуть накладати більше обмежень на можливість покриття
графіків.
Зі зниженням КІ і ДІ зростає роль автоматичного управління, а самі
величини ДІ можуть ставати порівнянними з інтервалом автоматичного
управління установками РГ. Далі в роботі використовується поняття
інтервалу корекції потужності (ІКП) – інтервал автоматичного управління
по корекції потужності генератора, що виконується в рамках
диспетчерського інтервалу для дотримання заданих значень. Важливий вплив
на вибір ІКП надає інтервал усереднення навантаження, що
використовується в оперативному плануванні.
Існує безліч методів оперативного прогнозу навантаження [76 - 78].
Як правило, прогноз здійснюється по регресійній моделі, найбільш вагомий
внесок в яку дають поточні дані та дані ретроспективи кількох попередніх
85

часових інтервалів. Як правило, для великих ЕС потужність на інтервалі –
«навчальній вибірці» може прийматися усередненої на тривалих інтервалах,
побудова оперативного тренду здійснюється без урахування швидких
коливань навантаження.
Для розподільної генерації це має вирішальне значення, коли періоди
коливання навантаження можна порівняти з диспетчерським інтервалом
(рис. 3.5). Оперативний прогноз потужності в ЕС здійснюється, як правило,
за допомогою тренду на підставі ретроспективних даних, що відповідають
декільком попереднім інтервалах. На підставі прогнозу здійснюється план і
завдання потужності генерації на ДІ.

Рис. 3.5. Збільшення похибки прогнозу балансів при збільшенні
інтервалу усереднення прогнозних графіків навантаження та інтервал
корекції потужності ІКП генераторів

За фактом проходження реального негладкого і нерівномірного
графіка замість усередненого планового через обмеження по мобільності і
86

маневреності виникають похибки δ, пов'язані з балансом потужності
(dP / dt, Pmin ,Pmax ,Pcp ) і балансом енергії ( Pt , W ).
Рішенням даної проблеми є зменшення (варіювання) величини
інтервалу корекції потужності (ІКП), деталізація розгляду та планування
основних процесів в розподільних мережах на окремому рівні ієрархії
управління РГ і СЕ. Результуючий графік, отриманий на такому рівні, може
розглядатися далі на більш високому рівні. Ці відображає, наскільки точно
вдасться витримати план, і які будуть відхилення, що пов'язані з недоліками
інформаційного забезпечення, властивостями обладнання РГ і стратегіями
завантаження. Походження плану може бути будь-яким, і в першу чергу, він
може бути розроблений на рівнях споживчої енергосистеми СЕ та
віртуальної електростанції.
Критерієм вибору ІКП для потреб інформаційного забезпечення СЕ
може служити інтервал часу в нормальному режимі, за який навантаження не
може змінитися на величину більшу, ніж величина приросту або зниження
завантаження генерації за умовами швидкості набору / зниження
навантаження або за величиною відхилення від заданої уставки (наприклад,
середнього значення) до межі регулювального діапазону. Важливо також
зазначити, що в практиці управління енергосистемами існують нормовані
часові відрізки ІКП, значення яких менше значення ДІ. Так, наприклад, на
введення режиму в допустиму область диспетчеру енергосистеми або
об'єднання енергосистем дається 20 хв. [7], що становить 33 % від тривалості
ДІ. Абсолютна величина такого часового відрізка велика для СЕ. Для
відносної величини проведення аналогій може не мати сенсу, тому що в СЕ
необхідна відбудова від мінімального фактичного часу протікання
електромеханічних і електромагнітних перехідних процесів - наприклад, при
недостатніх «демпфуючих» властивостях мережі в умовах різкозмінних
навантажень. Електричні постійні часу генераторів, що відповідають за
87

потужністю аналогічним у розподіленій генерації, становлять близько 1 с,
механічні – близько 2-4 с [79].
Планування оперативних графіків здійснюється за допомогою оцінки
можливості покриття прогнозного графіка, отриманого за попередні 15
хвилин. У роботі не ставилося завдання зіставлення точності різних моделей
і методів прогнозу. Оцінка покриття прогнозного графіка виконувалася за
фактом моделювання проходження цього графіка установками РГ.
Розглядалися різні інтервали усереднення навантаження і відповідні
значення ІКП генераторів, які в загальному випадку можуть бути не рівні ДІ.
Як показано далі, усереднення прогнозних графіків навантаження і вибір
тривалих ІКП веде до похибки планування балансів, особливо в поєднаннях з
різними стратегіями завантаження, що застосовуються для РГ [79].

3.3 Характеристика електричних навантажень РГ

Вивченню властивостей електричних навантажень присвячено безліч
робіт з теорії та практиці електроенергетичних систем і мереж, систем
електропостачання, наприклад, [34, 70, 77 - 80]. Питання вимірювань,
контролю та обліку електричної енергії та потужності завжди пов'язані з
питаннями інформаційного забезпечення регулювання балансів потужності
та в тому числі, з вибором необхідних властивостей вимірювань [35, 38,
39, 27].
Основною тенденцією, яка описує поведінку електричного
навантаження, є вирівнювання (за амплітудою) і згладжування (за величиною
першої похідної для нерегулярних коливань) графіків навантаження при
розгляді на більш високих рівнях об'єднань від окремих електроприймачів до
рівня великих енергосистем. Наприклад, як було розглянуто раніше, у
великих енергосистемах нерегулярні коливання навантаження величиною
1 - 3 % мають тривалість декілька хвилин. Мінімум навантаження при
регулярних коливаннях навіть в умовах тенденції розущільнення графіків
88

навантажень складає близько 50 %. Навантаження великих енергооб'єднань
добре описується нормальним розподілом [79].
Для окремих електроприймачів і навіть їх груп характерні різкозмінні
графіки навантаження зі зміною потужності 0 - 100 % з циклами порядку
секунд і десятків секунд. Процес споживання енергії (потужності) на даному
рівні може розглядатися як нестаціонарний. У розподільних мережах і
системах електропостачання, до яких підключається РГ, вплив коливань
потужності і електроенергії внаслідок включення-відключення окремих
потужних споживачів великий.
Особливості поведінки електричного навантаження мають прямий
вплив на регулювання балансів потужності та енергії, а значить, на процес
оперативно-диспетчерського управління і ведення, побудови АСДУ та
інформаційних систем в енергетиці.
Основу графіка навантаження складають, як правило, різні верстати,
агрегати, механізми, пристрої (маніпулятори) і приводи тощо. Також значну
частину навантаження становлять компресори з частотно-регульованим
приводом асинхронних двигунів, що забезпечують кліматичні параметри в
цехах і температурний режим окремих верстатів.
Період роботи таких електроприймачів знаходиться в межах 5 с - 60 с,
для верстатів може становити менше 5 с. Умовно-постійну частину графіка
навантаження забезпечують комп'ютери, електроніка, освітлення. Для
типового промислового підприємства оцінюється можливість здійснення
електропостачання від власної генерації, яка по відношенню до мережі є
розподіленою. Графіки на різних рівнях суттєво різняться рівномірністю
графіка навантаження і динаміка її зміни.
Нерівномірність α оцінюється щодо максимуму:

P
α = min (3.3)
Pmax
89

Швидкість набору / зниження навантаження оцінюється щодо її
середнього значення, відповідно

 
 
+ P − P
∆P = max  i+1 i  ⋅100%, i =1 N ; (3.4)
 1 N 
 ∑Pi 
 N
i=1 

 
 
− P − P
∆P = min  i+1 i  ⋅100%, i =1 N . (3.5)
 1 N 
 P
 ∑ i 
 N
i=1 

де N – кількість інтервалів за розглянутий період часу.
Середнє значення навантаження використовується для отримання
усереднених оцінок. Оцінка щодо максимуму може не бути коректною, якщо
на періоді існують і локальні, і абсолютні максимуми (за добу, за місяць, за
рік тощо). Номінального значення навантаження у енергосистем також
немає.
Властивості навантажень розподіленої генерації потенційно
вимагають меншого інтервалу усереднення на рівні споживчої
енергосистеми, ніж у власне енергосистеми. На рівні СЕ з РГ нерівномірність
графіків її навантажень і відносна швидкість зміни навантаження значно
вище, ніж на рівні ОЕС: в 2 рази і на 8 порядків, відповідно.
Таким чином, підтверджується тенденція до згладжування і
вирівнювання графіка навантаження з об'єднанням окремих енерговузлів в
енергосистеми, і навпаки: при розгляді графіка даної окремої
трансформаторної підстанції (ТП), стабільного протягом доби, з високою
дискретністю, зростанням і зниженням, фактично, є різкозмінні накиди і
90

скиди навантаження. За період часу в 1 хв навантаження РГ може кілька
разів поміняти свою величину від мінімальної до максимальної. Навпаки,
ідея інтеграції РГ в існуючу ієрархію оперативно-диспетчерського
управління для регулювання балансів потужності та енергії з плануванням і
розрахунком за усередненими даними щодо використання системних
інтервалів веде до зниження точності регулювання.

3.4 Вплив інтервалу усереднення графіка на параметри
планованих навантажень РГ

Зі збільшенням інтервалу усереднення графіка відбувається зменшення
величини коливань його потужності і величин обміну енергії з мережею. При
цьому статистичні показники, якими можна охарактеризувати усереднений
графік і оцінити можливість його покриття, також зазнають змін.
Розгляд поточних системних інтервалів в 30 хв та 1 годину є
недоцільним, що підтверджується далі по ходу розгляду проблематики. Для
графіків оцінюються наступні параметри [75].
1. Середнє значення M, що збігається для всіх інтервалів:

1 N
M = ∑Pi , i =1 N ; (3.6)
N
i=1

2. Мінімальні і максимальні значення;
3. Середньоквадратичне відхилення σ:

N
2
∑(Pi −M)
σ = D = i=1 , i =1 N ; (3.7)
N

91

4. Межі базових відхилень від середньої величини M ±σ ;
5. Лінійне відхилення:

1 N
a = ∑ Pi −M , i =1 N ; (3.8)
N
i=1

6. Варіація ν:
σ
ν = (3.9)
M

Аналіз дозволяє зробити наступні висновки.
1. Якісна оцінка форми графіка дозволяє зробити висновок, що
збільшення інтервалу усереднення веде до усереднення графіка потужності
навантаження – вирівнювання по співвідношенню мінімальних і
максимальних величин, згладжування різких коливань. Однак, при
усередненні відбувається розбіжність часу мінімуму графіка. Крім того, при
перетворенні графіка до триступеневого для інтервалу в 5 хв відбувається
перевищення мінімального значення над величиною M/σ, що може вносити
труднощі при оцінці ступеня коливань графіка. Дані величини є
відповідними якісними показниками помилки при регулюванні балансу
потужності навантаження.
2. Кількісна оцінка дозволяє зробити висновок, що збільшення
інтервалу усереднення до величин, більших, ніж період коливань
навантаження, веде до значного скорочення варіації споживання (в
розглянутому прикладі на 40 % від початкового значення), зближення
мінімуму і максимуму (кожен змінюється на 25 - 30 %). Дані величини
дорівнюють відповідним кількісним показникам помилки при регулюванні
балансу потужності навантаження.
92

3. Величини середньої потужності P навантаження збігаються для
різних інтервалів, як і величини спожитої навантаженням з мережі енергії W
для різних інтервалів, що говорить про нечутливість балансу енергії для
навантаження до вибору інтервалу усереднення.
Разом з тим, відкритим залишається питання планування покриття
графіка навантаження за допомогою РГ, що розглядається далі.

3.5 Вплив інтервалу корекції потужності РГ на похибку
прогнозування, планування і підтримки балансів споживчих
енергосистем

Значну роль відіграють стратегії завантаження РГ. Вони залежать від
типу навантаження, потужності і принципово можуть вибиратися на етапі
проектування [76]. У даній роботі представлені основні стратегії
завантаження установок РГ.
Під стратегією завантаження установки розподіленої генерації при
оперативному плануванні балансів розуміється первинна закономірність
управління її потужністю на даному часовому інтервалі (диспетчерському
або комерційному). У роботі вони умовно розділені на стратегії постійного
завантаження і стратегії змінного завантаження (стратегії слідування за
навантаженням і ступінчастою завантаження).
Нами показано, що стратегія проходження РГ за навантаженням
принципово ефективніше для ЕС, однак, відсутнє категоричне твердження,
що вона є єдино правильною для РГ. Дана стратегія застосовується, коли
вона вигідна для ЕС і, одночасно, вигідна, або як мінімум допустима для РГ.
Принципово умови застосовності стратегій проходження за навантаженням
наступні.
Економічна доцільність. Ціни на купівлю та продаж електроенергії
для СЕ різні. У більшості випадків існує вилка цін між собівартістю
електроенергії і її реалізацією.
93

При розмаху коливання потужності на порівняно коротких інтервалах
часу порядку хвилин, зниженні її до низьких значень, базове завантаження
також неефективне.
Звідси найбільш ефективний режим – покриття власного графіка
навантаження в межах робочої потужності РГ. Встановлена потужність РГ
вибирається по техніко-економічним критеріям і об'єктивно буде трохи
менше, ніж максимальна потужність навантаження, звідси слідування за
навантаженням буде здійснюватися на частини графіка в межах робочої
потужності РГ:

Wg →Wl при Pg → Pl .

Технологічна допустимість – дотримання обмежень щодо мобільності
(швидкості набору і зниження навантаження) і маневреності
(регулювального діапазону), заданих виробником. Різні установки по-різному
сприймають зміну навантаження в залежності від своїх властивостей. Газові
турбіни мають широкий регулювальний діапазон, газопоршневі агрегати,
особливо в першій половині шкали ефективних потужностей, – високу
мобільність. Мікротурбіни завдяки малій інерції, розв'язки по частоті мережі
і генератора за допомогою силової напівпровідникової електроніки, а також
блоку вбудованих акумуляторів принципово в найвищому ступеню
пристосовані до руху за навантаженням. У роботі прийнята позиція, що,
якщо значення швидкості зміни навантаження установки РГ не перевищують
рекомендованих виробником, допускається використання установки в
режимі проходження за навантаженням.
Для установок на основі ВДЕ відсутні прямі обмеження
регулювального діапазону, а швидкість зміни потужності в разі відсутності
рухомих частин обмежується швидкодією силової напівпровідникової
електроніки і становить кілька періодів струму промислової частоти. Це
94

дозволяє РГ швидко змінювати свою потужність для відповідності
потужності навантаження.
Технічна можливість. Необхідно підключення системи управління
установками РГ для трансформаторів струму приєднань. Система управління
повинна підтримувати режим нульового експорту та / або імпорту. Даною
функцією оснащуються як заводські блоки управління установками РГ, так і
окремі зовнішні системи управління
Завантаження із ступінчастим графіком можна віднести до проміжних
варіантів між постійним завантаженням і слідуванням. Дозволяє слідувати за
навантаженням із застосуванням деякої зони нечутливості при зміні уставки
по потужності. Дозволяє виключити перебування установки в динамічному
стані, але використовує швидкий набір або зниження навантаження до
величини наступної уставки. Така стратегія також може бути використана
для обмеження мережевого перетікання.
Принципово будь-яка зі стратегій може бути поєднана з відключенням
установки в періоди невигідною роботи. Однак, як правило, включення-
відключення установок здійснюється за економічними критеріями в періоди
дії відповідних цін в ЕС, а це цикли від 1 до 3 діб (вихідні). Звідси
включення-відключення установок РГ відноситься до короткострокового і
частково довгостроковому планування, а не оперативного.
Перераховані вище твердження обмежено справедливі для СЕ з РГ на
основі тільки ВДЕ. Така генерація здійснює видачу потужності і енергії, коли
доступний первинний енергоносій. Для реалізації стратегії слідування за
навантаженням необхідний накопичувач енергії. В іншому випадку,
виходячи зі співвідношення цін покупки до продажу 2,5 - 6 і КВВП РГ на
основі ВДЕ, що не перевершує в середньому 30 %, потужність РГ, необхідної
щоб вартість проданої енергії зрівнялася з вартістю купленої, в 8,3 - 20 разів
повинна перевищувати потужність навантаження. А це погіршує системні
проблеми, що розглядаються. У світовій практиці прийнято обмеження
діапазону і зрізка надлишкової видаваної потужності ВДЕ.
95

Для стратегії РГ проходження за навантаженням існує аналогія з
функціонуванням великих енергосистем.
Одним з ключових принципів, відповідно до яких функціонує група
енергосистем, є мінімізація собівартості електроенергії. Принципово вона
може бути забезпечена розвитком місцевих генеруючих потужностей або
передачею електроенергії і потужності між пов'язаними енергосистемами.
Відомо, що достоїнствами першого підходу є спрощення схемно-режимних
ситуацій в енергосистемі, а також найменші втрати електроенергії.
Недоліками є значні капвкладення в генерацію електроенергії, а також
необхідність забезпечення відповідних резервів потужностей. Перевагами
мережевого підходу є зменшення залежності від доступності первинних
енергоносіїв, використання ефекту різночасного попиту, зменшення резервів
генеруючих потужностей. Недоліками є необхідність розвитку зв'язної
мережі, включаючи мережеві резерви, збільшення втрат електроенергії,
утруднений контроль режимів.
Більшість ЕС розвивають місцеві джерела [9], що пов'язано з
економічними причинами [77 - 79]. Даній тенденції відповідає і ОЕС. ОЕС в
сучасному її стані характеризується середнім ступенем зв'язності з
максимально допустимими перетіканнями приблизно 20 % від потужності
ОЕС [41]. Перетоки потужності між об'єднаннями енергосистем в складі ОЕС
рідко перевищують 7 % від поточної їх потужності, складаючи 1 - 5 % в
залежності від пори року. Перетоки електроенергії протягом доби можуть не
перевищувати 0,5 % від електроспоживання відповідних ОЕС. Генерація
кожної з ОЕС слід за навантаженням, забезпечуючи збалансований режим
роботи протягом доби. Наявність перетікання простежується в години набору
і зниження навантаження, коли обмеженнями для ОЕС виступають не
потужність, а недостатні маневреність і мобільність розглянутих видів
генеруючого обладнання. Наявність перетоків між енергосистемами
обумовлено також неможливістю виконання балансу енергії в окремих
енергосистемах.
96

При моделюванні оперативних стратегій завантаження слід
враховувати наступне.
1. Генерація в режимах проходження за навантаженням і режимах
обмеження перетікання за допомогою ступінчастою завантаження по
можливості повинна забезпечувати покриття навантаження

Pg → Pl . (3.10)

У режимах постійного завантаження генерація встановлюється рівною
будь-якому рівню графіка навантаження

Pg = Pli .
2. Для генерації є такі обмеження, що відповідають наведеним
типовим властивостям різних видів установок.
2.1. У генеруючої установки є регулювальний діапазон. Верхня межа
діапазону дорівнює номінальній потужності, нижня межа у різних установок
різна і становить n P− від номінальної потужності (від 0 до 50 %)

n − ⋅Pg.r  Pg  P
P g.r . (3.11)

3.6 Характеристика стратегій завантаження розподіленої
генерації

Розглянуті стратегії мають наступні особливості, в тому числі, з точки
зору впливу на баланси потужності та енергії [81].
1. Постійне завантаження.
1.1. Завантаження по базовій частині графіка навантаження. Для даної
стратегії збільшення ІКП підвищує значення спостережуваної базової
частини графіка навантаження, що при плануванні завантаження РГ і
97

наявності її невикористаних потужностей призводить до її виходу в
напівпікову частина графіка навантаження. Значення вироблюваної РГ
енергії збільшується, значення одержуваної СЕ енергії з мережі зменшується.
Крім цього, можлива фактична видача потужності в мережу в періоди, коли
істинно базове (мінімальне) навантаження менше величини уставки РГ з
вироблення потужності. Іншими словами, недоліки інформаційного
забезпечення та неправильна інтерпретація інформації призводять до
помилки розрахунку величини базової завантаження. Величина завантаження
може бути помилково обрана більше, ніж фактична базова, і установка РГ
працюватиме вже в напівпіковій частини графіка.
Слід зазначити, що часто базовий режим роботи планується для
установок РГ, видача потужності в мережу якими не дозволена відповідно до
технічних умов на технологічне приєднання. Проте, при великих ІКП
установка РГ повинна мати можливість видачі потужності в мережу. В
іншому випадку установка при такій стратегії може бути відключена однієї з
простих типових захистів від видачі потужності в мережу, які можуть
встановлюватися мережевими компаніями (приклад на рис. 3.6), внаслідок
помилки визначення величини базового завантаження при зростанні ІКП.
1.2. Завантаження по напівпіковій частини графіка навантаження
найменш чутливо до зміни ІКП. Слід зазначити, що встановити справжнє
середнє значення навантаження на низьких класах напруги часто не
представляється можливим, особливо при плануванні заздалегідь. У цьому
випадку можливе управління установкою РГ відповідно до принципу
змінного середнього [72].

98

Рис. 3.6. Кола оперативного струму найпростішого захисту від видачі
потужності РГ в мережу

2. Змінна завантаження з проходженням за величиною електричного
навантаження. Всі її види чутливі до наявності дисперсії реальних графіків
навантажень, що веде до різниці фактичних і спостережуваних показників
роботи РГ і СЕ.
2.1. Стратегія обмеження експорту і імпорту ЕЕ – стандартна
стратегія роботи установки, при якій швидкість набору навантаження
обмежена продуктивністю елементів паливної системи, відрізняється
наступною особливістю: при резкозмінному графіку навантаження
спостерігається зниження КВВП ( в середньому на 3 %) у порівнянні з
іншими стратегіями завантаження, крім базової. Це пов'язано з тим, що
істотно більша швидкість скидання навантаження призводить до більшої
частці часу роботи з меншим навантаженням, в той час як плавний набір
потужності при різкому зростанні навантаження не може забезпечити
швидкий вихід на високі рівні завантаження РГ. Це веде до зміщення
характеру обміну потужністю і енергією з мережею до однобічного: СЕ, чия
99

РГ працює по даній стандартної стратегії завантаження, завжди споживає
потужності і енергії з мережі більше, ніж віддає. Вплив виведення
посилюється при резкозмінним графіком навантаження. Для компенсації
відхилення необхідно, наприклад, збільшити уставку установки РГ по
потужності на величину різниці між середньою потужністю навантаження і
середньою потужністю генерації до підвищення уставки.
2.2. Стратегія нульового експорту ЕЕ – робота установки, при якій
обмежена як швидкість набору навантаження, так і швидкість її зниження,
найбільш близька за своїми властивостями до постійного напівпікового
завантаження, однак, більш сприятлива для системи в зв'язку зі значним
зменшенням обмінної потужності. При цьому значення обмінної енергії
може зростати. Перевага полягає у відсутності необхідності визначення
істинно середнього значення.
Порівнюючи між собою стратегії 2.1 і 2.2, можна помітити, що
показники збалансованості по потужності і енергії у стратегії 2.1 на 20 - 30 %
краще, ніж у стратегії 2.2. Однак, стратегія 2.2 дає однакові величини
небалансів СЕ як в сторону споживання, так і в бік видачі, що може бути
корисним в дефіцитних енергосистемах.
3. Ступеневе завантаження з обмеженням експорту та імпорту ЕЕ -
ефективна стратегія, що дозволяє істотно – на 10 % зменшити кількість ЕЕ,
споживаної з мережі. Разом з тим, середньоквадратичне відхилення по
потужності між навантаженням і генерацією може перевершувати навіть
базове завантаження на величину близько 3 %. Це пов'язано з тим, що
найменша уставка – мінімум регулювального діапазону – менше базової
частини графіка навантаження. Установці РГ вдається покривати найбільш
повільні регулярні коливання навантаження. Для подальшого поліпшення
покриття потужності і енергії СЕ може бути ефективним розподіл робочого
діапазону на більшу кількість ступенів. Однак, виникають питання настройки
системи управління установками РГ і стійкості регулювання. Також це може
призводити до постійної роботи установки РГ зі швидкою і суттєвою по
100

модулю зміною по потужності, що дискредитує саму ідею про економію
ресурсу установок.
Загальний висновок, який можна зробити із стратегій: слідування за
навантаженням значно знижує величини небалансів СЕ по потужності і
енергії (ступінчасте завантаження – по енергії), проте, для планування
можливості виконання балансів потужності та енергії має бути відповідне
інформаційне забезпечення процесу планування і управління, що пов'язане з
урахуванням особливостей різкозмінних навантажень, регулярних і
нерегулярних коливань потужності з періодами порядку декількох секунд.
Слід зазначити, що в даній роботі мова йде про вибір диспетчерського
та комерційного інтервалів і про оперативне планування завантаження на
них, а не про вибір оптимальної стратегії за різними критеріями, включаючи
техніко-економічні. Для оцінки похибки планування при використанні різних
інтервалів в роботі наводяться стратегії завантаження, які на сьогоднішній
день можливо забезпечити технічно, і для яких похибка планування буде
відрізнятися. Похибка для всіх стратегій оцінюється на прикладі одного і
того ж обладнання, щоб забезпечити порівнянність результатів. В рамках
проведеного в цьому розділі моделювання відсутні твердження, що
конкретна стратегія є оптимальною для даної конкретної установки і даного
конкретного графіка навантаження.

Висновки до розділу 3

1. Інформаційне ведення, диспетчерське ведення і управління РГ
неефективно здійснювати навіть на найбільш низькому з сучасних рівнів
формування балансів потужності та енергії – на рівні РДУ. Це обумовлено
відсутністю необхідних каналів зв'язку; принципово меншим рівнем
технологічних постійних часу РГ і її навантажень; більшою маневреністю і
мобільністю РГ в порівнянні з великої генерацією; масштабом потужності і
101

впливу генерірующего обладнання, що на 2 - 3 порядку відрізняються;
кількістю об'єктів ведення і управління.
2. Стосовно диспетчерського управління РГ на рівні РДУ існують дві
класичні проблеми: «проблема розмірності», що пов'язана з потенційно
великою кількістю суб'єктів управління і збільшенням необхідної частоти
рішення задачі, а також «проблема масштабу», яка пов'язана з порядком
електричних величин, несуттєвих на рівні енергосистеми, але значущих на
рівні РГ. Спроба вирішення проблеми масштабу збільшенням точності
інформації щодо РГ веде до поглиблення проблеми розмірності, і навпаки.
3. Для ведення і управління РГ обґрунтовано територіально-
мережевий принцип – комплексний принцип, що включає доповнення
існуючої структурної ієрархії формування балансів, скорочення зон
контролю за балансами, скорочення диспетчерського та комерційного
інтервалів, введення автоматичного управління потужністю РГ і вирішення
супутніх балансової-технологічних задач зацікавленими сторонами.
4. Територіально-мережевий принцип використовує в якості основи
мережеву ієрархію оперативно-технологічного управління, що склалася, з
наділенням повноваженнями інформаційного ведення рівнів, починаючи з
районних електричних мереж. Прогноз і планування виконуються
комерційними операторами – енергозбутовими компаніями. Доповнення
ієрархічної структури включає створення нових рівнів управління: споживчу
енергосистему і віртуальну енергосистему.
5. Скорочення зон контролю за балансами обумовлено можливістю
використання існуючих систем обліку електроенергії в якості основних
джерел інформації про РГ; підвищенням точності прогнозу і планування
потужності на місцевому рівні для об'єктів РГ на основі ВДЕ і утилізованих
продуктів за рахунок можливості їх докладного моделювання; забезпеченням
керованості РГ – як за допомогою директивного управління, так і
комерційного, в тому числі для об'єктів генерації різного масштабу;
102

підвищення точності прогнозу і плану на рівнях РЕМ і ВВ для зменшення
міжвузлових перетоків потужності.
6. Скорочення диспетчерського та комерційного інтервалів
обумовлено можливістю здійснювати комерційне управління розподіленої
генерації РГ на роздрібному ринку електричної потужності РРЕП незалежно
від цін на оптовому ринку ОРЕП; підвищенням точності прогнозу і
планування потужності на місцевому рівні для об'єктів РГ на основі ВДЕ і
утилізованих продуктів за рахунок можливості їх докладного моделювання;
врахування частих виводів – вводів обладнання РГ внаслідок вимушених
відключень; принципово меншим рівнем технологічних постійних часу РГ і її
навантажень, більшою маневреністю і мобільністю РГ в порівнянні з великої
генерацією; можливістю вирішення супутніх балансової-технологічних
задач.
7. Межа між оперативними завданнями і завданнями реального часу
для РГ розмивається. Наявність регулярних коливань навантажень РГ
тривалістю кілька хвилин, порівнянних за тривалістю з КІ і ДІ, практична
непридатність ручного і навіть автоматизованого управління для прогнозу,
планування і ведення РГ при таких КІ і ДІ свідчать про доцільність
автоматичного управління при диспетчеризації РГ. При цьому використання
менших інтервалів усереднення навантаження для прогнозу в поєднанні з
меншими ІКП веде до зменшення похибки по потужності, енергії в рамках
ДІ.
8. Стратегії, пов'язані з постійним завантаженням РГ, вимагають
визначення відповідних величин уставок – мінімуму і середнього. При цьому
стратегія роботи з постійною напівпікового (середнього) завантаженням
найменш чутлива до вибору ІКП. Стратегії завантаження РГ, що пов'язані з
проходженням за навантаженням, дають кращу збалансованість за
величиною потужності небалансу і частці часу обміну потужністю з
мережею, але вимагають детальних графіків навантажень для оцінки
103

можливості їх покриття. Стратегія ступінчастого завантаження показує
проміжні результати між двома розглянутими групами стратегій.
9. Розроблено рекомендації щодо застосування інформаційного
ведення об'єднань РГ, диспетчерського ведення і управління РГ в залежності
від її частки в балансах. Також показана можливість вирішення системним
оператором, енергозбутовими і електромережними компаніями супутніх
балансових завдань при веденні і управлінні РГ, пов'язаних з власними
інтересами.

104

ВИСНОВКИ

1. Поява і поширення розподіленої генерації при її неврахування в
балансах енергосистем призводить до виникнення окремої складової, що не
включається в існуючу ієрархію оперативно-диспетчерського управління і не
враховується в балансах потужності і енергії.
2. Непряме врахування всіх видів РГ в складі навантаження або
неврахування РГ при зростанні її частки буде приводити до збільшення
похибки прогнозу навантаження і планування балансів, тому що РГ має
нерегулярний характер генерації потужності і електроенергії.
3. Похибка прогнозу потужності і вироблення РГ на основі ВДЕ
зростає зі збільшенням горизонту прогнозування. Перехід до оперативного
планування дає змогу зменшити похибку прогнозу в 3 - 6 разів. Врахування
параметрів окремих об'єктів і установок РГ на місцевому рівні знижує
похибку прогнозу ВДЕ до 10 разів;
4. Для ведення і управління РГ запропоновано територіально-
мережевий принцип - комплексний принцип, що включає доповнення
існуючої структурної ієрархії формування балансів, скорочення зон
контролю за балансами, скорочення диспетчерського та комерційного
інтервалів, введення автоматичного управління потужністю РГ і вирішення
супутніх балансово-технологічних задач зацікавленими сторонами.
5. Територіально-мережевий принцип використовує в якості основи
мережеву ієрархію оперативно-технологічного управління, що склалася, з
наділенням повноваженнями інформаційного ведення рівнів, починаючи з
районних електричних мереж. Прогноз і планування виконуються
комерційними операторами – енергозбутовими компаніями. Доповнення
ієрархічної структури включає створення нових рівнів управління: споживчу
енергосистему і віртуальну енергосистему.

105

6. Запропоновано скорочення диспетчерського та комерційного
інтервалів, що обумовлено можливістю здійснювати комерційне управління
розподіленої генерації РГ на роздрібному ринку електричної потужності
РРЕП незалежно від цін на оптовому ринку ОРЕП.
Основні результати роботи опубліковано у доповіді «Доопрацювання методу
врахування впливу локальної розподільчої генерації на баланс потужності
гібридних електричних систем» – VII Міжнародна науково-теоретична
конференція «The driving force of science and trends in its development» 8
листопада 2024 р. Ковентрі, Сполучене Королівство.

106

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. ГНД 34.09.104-2003. Методика складання структури балансу
електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ, аналізу його складових і
нормування технологічних витрат електроенергії. Вилучено з:
https://online.budstandart.com/ua/catalog/doc-page.html?id_doc=61081
2. Наказ від Міністерство енергетики та вугільної промисловості
України 04.08.2014 № 543 м. Київ. Вилучено з:
mpe.kmu.gov.ua/minugol/doccatalog/documen
3. Ackermann, Th. Distributed Generation: A Definition / Th.
Ackermann, G. Andersson, L. Soder // Electric Power System Research. 2001.
Vol. 57, N 4. с. 195-204.
4. Олексій Василюк, Євген Симонов. Розподілена генерація
електроенергії в Україні: ризики та можливості. Ukraine War Environmental
Consequences Work Group. 30.04.2024. Вилучено з:
https://uwecworkgroup.info/uk/distributed-electricity-generation-in-ukraine-the-
risks-and-opportunities.
5. Ганна Костенко, Олександр Згуровець. Сучасний стан та
перспективи розвитку відновлюваної розподіленої генерації в Україні.
Системні дослідження в енергетиці. 2023. 2(73). С.4 – 15. Вилучено з:
https://journals.indexcopernicus.com/api/file/viewByFileId/1903019
6. Кириленко О.В., Трач І.В. Технічні особливості функціонування
енергосистем при інтеграції джерел розподіленої генерації. Праці Інституту
електродинаміки НАН України. 2009. Вип. 24. С. 3–7.
7. Зінченко А., Бондарчук І., Хоменко В. Біла книга. Розподілені
енергетичні ресурси та технології. Вилучено з: https://cutt.ly/Yt5Z0ID.
8. Чернюк А.М., Кирисов І.Г., Черевик Ю.О. Аналіз перспектив
розвитку систем розподіленої генерації електроенергії в Україні. Вчені
записки ТНУ імені В.І. Вернадського. Серія: Технічні науки. Том 32 (71) № 3
107

2021. с. 239-246. Вилучено з:
https://www.tech.vernadskyjournals.in.ua/journals/2021/3_2021/38.pdf
9. Hansen C.J., Bower J. An economic evaluation of small-scale
distributed electricity generation technologies. Oxford Institute for Energy Studies
& Dept. of Geography, Oxford University, 2004. 59 p. Вилучено з:
https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2010/11/EL05-
AnEconomicEvaluationofSmallScaleDistributedTechnologies-ChristopherHansen-
2003.pdf
10. Дячук О.А. Перехід України на відновлювану енергетику до
2050 року. Презентація. 2017. 29 с. Вилучено з:
https://www.energybrainpool.com/fileadmin/download/Studien/Studie_20170626.
11. Лежнюк П.Д., Ковальчук О.А., Нікіторович О.В., Кулик В.В.
Відновлювані джерела енергії в розподільних електричних мережах:
монографія . Вінниця : ВНТУ, 2014. 204 с.
12. Кириленко О. В. Енергетика сталого розвитку: виклики та шляхи
побудови / О. В. Кириленко, А. В. Праховник // Праці Інституту
електродинаміки НАН України. : спеціальний випуск. – К. – 2010. – С. 10–16.
13. Кириленко О.В., Павловський В.В., Лук’яненко Л.М. Технічні
аспекти впровадження джерел розподільної генерації в електричних мережах.
Технічна електродинаміка. 2011. № 1. С. 46–53.
14. Технічно-досяжний потенціал вироблення енергоносіїв з
відновлюваних джерел енергії та альтернативних видів палива. Державне
агентство з енергоефективності та енергозбереження України
(Держенергоефективності). URL:
https://saee.gov.ua/uk/activity/vidnovlyuvana-enerhetyka/potentsial.
15. Структурні тенденції в енергетиці Європи і розвиток
відновлюваної енергетики / С. О. Кудря, Б. Г. Тучинський, В. Г.
Дресвянніков, З. У. Рамазанова // Відновлювана енергетика. – 2005. – № 1. –
С. 36–40.
108

16. Bansal R. C. A Novel Mathematical Modelling of Induction
Generator for Reactive Power Control of Isolated Hybrid Power Systems / R.C.
Bansal, T.S. Bhatti, D.P. Kothari // Int. Journal of Modelling and Simulation. –
2004. – V. 24, № 1. – P. 1–7.
17. Лежнюк, П. Д. Оптимізація режимів електричних мереж з
відновлюваними джерелами електроенергії / П. Д. Лежнюк, О. Є. Рубаненко,
І. О. Гунько – Вінниця : ВНТУ, 2018. – 174 с.
18. Інтеграція поновлюваних джерел енергії в розподільні
електричні мережі сільських регіонів / Ю. І. Тугай, В. В. Козирський, О. В.
Гай, В. М. Бодунов // Технічна електродинаміка. – 2011. - № 5. - С. 63-67.
19. Кудря С. О. Нетрадиційні та відновлювані джерела енергії / С. О.
Кудря. – К. : НТУУ «КПІ», 2012. – 492 с.
20. Samoilyk, O. V., & Tkachenko, V. F. (2022). Optimization of
parameters of distributed generation in local electric networks. Society and
science: interconnection, Proceedings of the 1st International Scientific and
Practical Conference. Porto, Portugal, Nov. 26–28, Scientific Collection
"InterConf", (134), 365–371. Retrieved from
https://archive.interconf.center/index.php/conference-
proceeding/article/view/1802.
21. Samoilyk, O. V., & Tkachenko, V. F. (2021). Increase in the
efficiency of distributed generation as part of the electrical engineering complex.
Scientific notes of TNU named after V. I. Vernadskyi. Series: Technical sciences,
32 (71), 5, 184–191. Retrieved from.
https://www.tech.vernadskyjournals.in.ua/journals/2021/5_2021/pdf
22. Домбровський О. Як запустити розподілену генерацію в Україні.
Вилучено з: https://www.epravda.com.ua/columns/2024/04/11/712293/.

109

23. Саква Ю. До теми «розподілена генерація електроенергії»
10 березня 2024. Вилучено з: https://uaea.com.ua/blogs/sakva/dpg.html
24. П.Д. Лежнюк, О.А. Ковальчук, В.В. Кулик. Оптимізація режимів
роботи відновлюваних джерел електроенергії в локальній електричній
системі. Вилучено з: https://ir.lib.vntu.edu.ua/bitstream/handle.
25. С.П. Денисюк, Р. Стшелецькі. Формування складових
інтелектуальної платформи керування енергетичними системами та
мережами. Енергетика: економіка, технології, екологія. 2019. № 3. С.7-21.
Вилучено з: https://ela.kpi.ua/server/api/core/bitstreams/2f12a6fb-bc97-47bb-
b856-48f7e8fb1f60/content.
26. О.В. Кириленко, І.В. Блінов, С.П. Денисюк, Є.А. Зайцев, В.І.
Васильченко. Впровадження базових міжнародних стандартів SMART GRID
в Україні: сучасний стан справ. Енергетика: економіка, технології, екологія.
2022. № 4. С.44-53. Вилучено з:
https://ela.kpi.ua/server/api/core/bitstreams/f72d4c4c-a8a6-403f-96f5-
89b5408993fb/content.
27. Інтелектуальні електричні мережі: елементи та режими.
Колектив авторів. За загальною редакцією академіка НАН України
О.В. Кириленка. Київ 2016. 204 с. Вилучено з:
https://www.ied.org.ua/files/book3.pdf.
28. Стогній Б.С., Сопель М.Ф. Основи моніторингу в
електроенергетиці. Про поняття моніторингу // Техн. електродинаміка. –2013.
– № 1. – С. 62–68.
29. Електроенергетика України. Структура, керування, інновації :
монографія / І. В. Хоменко, О. А. Плахтій, В. П. Нерубацький, І. В. Стасюк. –
Харків : НТУ «ХПІ», ТОВ «Планета-Прінт», 2020. – 132 с.
30. Саух, С. Є. Математичне моделювання електроенергетичних
систем в ринкових умовах: монографія / С. Є. Саух, А. В. Борисенко. – К.:
«Три К», 2020. — 340 с. Вилучено з: https://ipme.kiev.ua/wp-
content/uploads/2021/01/Book_Saukh_Borysenko_10_17_2020.pdf.
110

31. Постанова 14.03.2018 № 309. Про затвердження Кодексу системи
передачі. Вилучено з: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0309874-18#Text.
32. Електроенергетика України. Структура, керування, інновації :
монографія / І. В. Хоменко, О. А. Плахтій, В. П. Нерубацький, І. В. Стасюк. –
Харків: НТУ «ХПІ», ТОВ «Планета-Прінт», 2020. – 132 с. Вилучено з:
ib.kart.edu.ua/bitstream/123456789/4892/1/Монографія.pdf.
33. Хоменко І. В., Омельченко І. О., Стасюк І. В. Розробка концепції
багатопараметричного та безперервного контролю і управління
енергоспоживанням в електричних мережах. Вісник НТУ «ХПІ». Тематичний
випуск: Нові рішення в сучасних технологіях. Харків: НТУ «ХПІ», 2017.
№ 23. С. 131–136. DOI: 10.20998/2413-4295.2017.23.21.
34. Шиян А. А. Сценарії оптимізації та прогнозування управління
електричними навантаженнями електротехнічних комплексів / А. А. Шиян,
Ю. А. Шуллє // Вісник Хмельницького національного університету. Технічні
науки. – 2010. – № 2. – С. 122–124.
35. Хоменко І. В. Розробка засобів та методів безперервного
контролю енергоспоживання в трифазних мережах. Вісник НТУ «ХПІ».
Тематичний випуск: Проблеми вдосконалення електричних машин і апаратів.
Харків: НТУ «ХПІ», 2009. № 27.
36. SCADA cистеми. Вилучено з: https://mas-
ukraine.com.ua/obladnannya-ta-poslugi/avtomatizatsiya-razlichnyh-
protsessov/scada-sistemi.
37. What is SCADA System. Вилучено з:
https://www.sielcosistemi.com/en/what-is-scada.html.
38. Коцар О.В. Автоматизовані системи контролю, обліку та
управління енерговикористанням [електронне видання] / О. В. Коцар // Навч.
посібн. – К. : КПІ ім. Ігоря Сікорського, — Дніпро: Середняк Т. К., 2017, –
44 с.

111

39. Про затвердження Концепції побудови автоматизованих систем
обліку електроенергії в умовах енергоринку. Міністерство палива та
енергетики України. Національна комісія регулювання електроенергетики
України. Наказ 17.04.2000 N 32/28/28/276/75/54. Вилучено з:
https://zakon.rada.gov.ua/rada/show/v0032558-00#Text.
40. Про затвердження Кодексу комерційного обліку електричної
енергії Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах
енергетики та комунальних послуг. Постанова 14.03.2018 № 311.
Вилучено з: https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/v0311874-18#Text.
41. А.О. Бобух. Автоматизовані системи керування технологічними
процесами: Навч. посібник. – Харків: ХНАМГ, 2006. – 185 с. Вилучено з:
https://eprints.kname.edu.ua/9106/1/%D0%90%D0%A1%D0%9A.pdf.
42. World Energy Transition Outlook 2022. IRENA, 2022. URL:
https://www.irena.org/Digital-Report/World-Energy-Transitions-Outlook-2022
(date of access: 15.10.2024).
43. The Potential Benefits of Distributed Generation and the RateRelated
Issues That May Impede Its Expansion Report Pursuant to Section 1817 of the
Energy Policy Act of 2005. https://www.energy.gov/oe/articles/potential-benefits-
distributed-generation-and-rate-related-issues-may-impede-its.
44. Distributed generation: definition, benefits and issues G. Pepermans ,
J. Driesen b, D. Haeseldonckx, R. Belmans, W. D’haeseleer.
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii.
https://doi.org/10.1016/j.enpol.2003.10.004.
45. Distributed Energy Resources: Operational Benefits Yuriy Bilan,
Marcin Rabe and Katarzyna Widera. Energies 2022, 15(23), 8864;
https://doi.org/10.3390/en15238864.
46. Smith, Jeff and D.Tom Rizy: Power quality and the control of DG on
distribution System, Electrotek Concept, Inc Knoxville – OAK Ridge National
Laboratory, TN USA.
https://technicalreports.ornl.gov/cppr/y2001/pres/113428.pdf
112

47. Bahrami, S. Optimal placement of distributed generation units for
constructing virtual power plant using binary particle swarm optimization
algorithm / S. Bahrami, A. Imari // Journal of Electrical & Electronic Systems. –
2014. – Vol. 3, Issue 2. – http://dx.doi.org/10.4172/2332-0796.1000127.
48. Acharya N, Mahat P, Mithulananthan N (2006) An analytical
approach for DG allocation in primary distribution network. Elect Power Energy
Syst 28: 669- 678.
49. Gozel T, Hocaoglu MH (2009) An analytical method for the sizing
and sitting of distributed generators in radial systems. Electr Power Syst Res 79:
912-918.
50. Khalesi N, Rezaei N, Haghifam MR (2011) DG allocation with
application of dynamic programming for loss reduction and reliability
improvement. Int J Elec Power 33: 288-295.
https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0142061510001602?via%3
Dihub.
51. Stefano Bianchi, Allegra De Filippo 2, Sandro Magnani, Gabriele
Mosaico and Federico Silvestro. VIRTUS Project: A Scalable Aggregation
Platformfor the Intelligent Virtual Management of Distributed Energy Resources.
Energies 2021, 14, 3663. https: //doi.org/10.3390/en14123663.
52. Основи вітроенергетики: підручник / Г. Півняк, Ф. Шкрабець, Н.
Нойбергер, Д. Ципленков ; М-во освіти і науки України, Нац. гірн. ун-т. – Д.:
НГУ, 2015. – 335 с.
53. Olsson M., Perninge M., Soder L. Modeling real-time balancing
power demands in wind power systems using stochastic differential equations.
Electric Power Systems Research. 2010. № 80. P. 966-974.
54. Відновлювана енергетика та енергоефективність у XXI
столітті:матеріали XXI міжнародної науково-практичної конференції (Київ,
14 - 15 травня 2020 р.). – К.: Інтерсервіс, 2020. – 823 с.
113

55. Відновлювані джерела енергії / За заг. ред. С.О. Кудрі. – Київ:
Інститут відновлюваної енергетики НАНУ, 2020. – 392 с. Вилучено з:
https://www.ive.org.ua/wp content/uploads/Monografia_final_21.12.2020.pdf.
56. Дудюк, Д. Л. Нетрадиційна енергетика : основи теорії та задачі :
навч. посіб / Д. Л. Дудюк, С. С. Мазепа, Я. М. Гнатишин. – Львів : “Магнолія
2006", 2009. – 188 с.
57. Титко Ришард. Відновлювальні джерела енергії : (Досвід Польщі
для України) : [навч. посіб. для студ. вищ. навч. закл.] / Ришард Титко,
Володимир Калініченко; Об'єднання шкіл електричних № 1 (Краків), Полтав.
держ. агр. акад. – Варшава : OWG ; Краків ; Полтава, 2010. – 533 с.
58. Синєглазов В. М. Відновлювальна енергетика: навчальний
посібник / В. М. Синєглазов, О. А. Зеленков, Ш. І. Аскеров, Б. І. Дмитренко –
К.: НАУ, 2015. – 278 с.
59. Кузнєцов М.П. Особливості комбінованих енергосистем з
відновлюваними джерелами енергії: монографія / М. П. Кузнєцов. – Київ:
ІВЕ, 2022. – 142 с. Вилучено з: https://www.ive.org.ua/wp
content/uploads/Kuznetzov_monografy_PRINT.pdf
60. Кармазін О.О. Балансова надійність електроенергетичних систем
в умовах зростання частки відновлюваної енергетики: автореф. дис. … канд.
техн. наук: 05.14.08. Київ, 2019. 20 с.
61. Кузнєцов М.П. Вплив вітрової енергетики на статичну стійкість
енергосистеми. Відновлювана енергетика. Київ, 2015. № 3. С. 5–9.
62. Кузнєцов М.П., Лисенко О.В., Мельник О.А. До оптимального
комбінування вітрових та сонячних електростанцій. Відновлювана
енергетика. Київ, 2019. №1. С. 10‒19.
63. Кузнєцов М.П., Лисенко О.В. Оцінка балансу потужності
комбінованих енергосистем. Відновлювана енергетика. Київ, 2018. № 4.
С. 6‒14.
114

64. Кузнєцов М.П. Моделювання балансу потужностей в
комбінованій енергосистемі з відновлюваною генерацією. Відновлювана
енергетика. Київ, 2021. № 2. С. 6–18.
65. СОУ-Н ЯЕК 04.156:2009 Основні вимоги щодо регулювання
частоти та потужності в ОЕС України. Настанова. [Чинний від 23.05.2009].
54 с.
66. СОУ-Н МЕВ 40.1.00100227-68:2012 Стійкість енергосистеми.
Керівні вказівки. НТЦЕ НЕК Укренерго. [Чинний від 21.10.2012]. 36 с.
67. Про затвердження Порядку формування Концепції інтегрованого
розвитку території територіальної громади. Наказ 22.09.2022 № 172.
Міністерство розвитку громад та територій України. Вилучено з:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/z1421-22#Text.
68. Зеркалов Д.В. Правова основа енергозбереження. Довідник. —
К.: КНТ, 2007. ⎯ 400 с. (Серія: «Енергозбреження в Україні»). Вилучено з:
https://moodle.znu.edu.ua/pluginfile.php/613941/mod_resource/content/.pdf.
69. Кузнєцов М.П., Лисенко О.В., Мельник О.А. Задачі оптимізації
комбінованих енергосистем за економічними критеріями. Відновлювана
енергетика. Київ, 2019. № 4. С. 6‒14.
70. Черненко П. О., Мартинюк О. В., Мірошник В. О. Моделювання
та короткострокове прогнозування технологічної складової електричного
навантаження обласної енергосистеми. Технічна електродинаміка. 2016. № 4.
С. 68–70.
71. Settlement Intervals and Shortage Pricing in Markets Operated by
Regional Transmis-sion Organizations and Independent System Operators /
Federal Energy Regulatory Commission. Washington, DC, 2016. 51 p.
72. The ENTSO–E settlement process. Version 1.2. / European Network
of Transmission System Operators for Electricity, Brussels, Belgium, 2011.
73. Wei Wang, Bo Sun, Hailong Li, Qie Sun, Ronald Wennersten. An
improved min-max power dispatching method for integration of variable
renewable energy. Applied Energy. Volume 276, 15 October 2020, 115430.
115

https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0306261920309429.
74. І.В. Блінов, Є.В. Парус. Оптовий та роздрібний ринок
електричної енергії. Київ. КПІ ім. Ігоря Сікорського. 2023. Інститут
електродинаміки НАН України, 2023. С. 291. Вилучено з:
https://ela.kpi.ua/server/api/core/bitstreams/32ffd13c-2933-4630-b0d1-
d96c5646b7c5/content.
75. Лесько В. О., Кулик В. В., Нетребський В. В. «Оптимізація
режимів електроенергетичних систем». Вінниця 2020. Вилучено з:
https://pdf.lib.vntu.edu.ua/books/2024/Lesko_2020_138.pdf.
76. Dabeeruddin Syed, Haitham Abu-Rub, Ali Ghrayeb, Shady S. Refaat
Deep Learning-Based Short-Term Load Forecasting Approach in Smart Grid With
Clustering and Consumption Pattern Recognition. April 2021IEEE Access
PP(99):1-1 DOI:10.1109/ACCESS.2021.3071654. Вилучено з:
esearchgate.net/publication/350764121_Deep_Learning.
77. Черненко П. О. Iєрархiчне багатофакторне прогнозування
електричного навантаження енергооб’єднання : автореф. дис. на здобуття
наук. ступеня док. техн. наук : спец. 05.14.02 “Електричнi станцiї, мережi i
системи” – П. О. Черненко. – Київ, 2007. – 40 c.
78. Адаптивні моделі прогнозування електричного навантаження
виробничих споживачів / Калінчик В. П., Мейта О. В., Калінчик В. В., Чуняк
Ю. М. // Енергетика: економіка, технології, екологія : науковий журнал. –
2022. – № 1. – С. 46-56. – Бібліогр.: 38 назв. URI:
https://ela.kpi.ua/handle/123456789/54747 DOI : https://doi.org/10.20535/1813-
5420.1.2022.259179.
79. Проєктування систем забезпечення споживачів електричною
енергією [Електронний ресурс] : навч. посіб. для студ. спеціальності141
«Електроенергетика, електротехніка та електромеханіка», / В. А. Попов, В. В.
Ткаченко, О. С. Ярмолюк; КПІ ім. Ігоря Сікорського. – Електронні текстові
дані (1 файл: 14,5 Мбайт). – Київ : КПІ ім. Ігоря Сікорського, 2021. – 222 с.
116

80. Харченко В.Ф. Електропостачання міст і промислових
підприємств: / В.Ф. Харченко; Харк. нац. акад. міськ. госп-ва. – Х.: ХНАМГ,
2011. – 168 с. Вилучено з: https://eprints.kname.edu.ua/.pdf.
81. Viacheslav Podbornov, Oleksandr Samoilyk. Refinement of the
method for accounting the impact of local distributed generation on power balance
of hybrid electrical systems. VII International Scientific and Theoretical
Conference The driving force of science and trends in its development 08.11.2024
Coventry, United Kingdom. Рр. 91-94. https://doi.org/10.36074/scientia-
08.11.2024.
https://previous.scientia.report/index.php/archive/issue/view/08.11.2024.

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