ПІДВИЩЕННЯ ФЕКТИВНОСТІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ РОЗОСЕРЕДЖЕНИХ ПЕРИФЕРІЙНИХ СПОЖИВАЧІВ

НЕБИЛИЦЯ, Юрій Олександрович

Будь ласка, використовуйте цей ідентифікатор, щоб цитувати або посилатися на цей матеріал: https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9135

Повний запис метаданих

Поле DC	Значення	Мова
dc.contributor.advisor	Самойлик, Олександр Васильович	-
dc.contributor.author	НЕБИЛИЦЯ, Юрій Олександрович	-
dc.date.accessioned	2026-03-26T12:03:39Z	-
dc.date.available	2026-03-26T12:03:39Z	-
dc.date.issued	2024-12	-
dc.identifier.uri	https://er.chdtu.edu.ua/handle/ChSTU/9135	-
dc.description.abstract	Метою роботи є підвищення ефективності електропостачання розосереджених периферійних споживачів. Для досягнення зазначених цілей було поставлено і вирішено наступні завдання. Проведено дослідження особливостей електропостачання периферійних споживачів, виділені основні проблеми (низька надійність електропостачання, висока витрата органічного палива, низька якість електроенергії, висока собівартість електроенергії) і обґрунтована актуальність впровадження нових принципів і технологій для підвищення ефективності електропостачання. Виконано аналіз публікацій, присвячених віртуальним електростанціям, що дозволив сформулювати принцип і виділити технології ВіЕС, а також визначити особливості та перспективи розвитку даного напрямку. Запропоновано алгоритм вибору параметрів розподіленої генерації та місць приєднання РГ до електричної мережі. За результатами проведених досліджень запропоновано обмеження, що дозволяють оцінити доцільність електричних зв’язків між децентралізованими системами електропостачання при їх об'єднанні в ЕТК. Обмеженнями є: допустиме значення струму в лінії; допустиме відхилення напруги в вузлах мережі; найбільші доцільні відстані передачі потужності по лінії з урахуванням електричних втрат при заданому ККД лінії і економічних витратах на її спорудження при заданому терміні окупності. З метою визначення оптимальної топології електричної мережі ЕТК, що об'єднує ДСЕ з використанням технологій ВіЕС, запропоновано проводити структурний аналіз мережі. Для цього обґрунтовано обрано наступні структурно – топологічні характеристики систем: зв'язність структури, структурна надмірність, нерівномірність розподілу зв’язків, структурна компактність, ступінь централізації. Розроблено алгоритм визначення оптимальної топології електричної мережі електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані системи електропостачання, функціонує за принципом віртуальної електростанції і який відрізняється інтегральною сукупною оцінкою структурно топологічних характеристик мережі.	uk_UA
dc.language.iso	uk	uk_UA
dc.subject	власні джерела енергії	uk_UA
dc.subject	віртуальна електростанція	uk_UA
dc.subject	розподілена генерація	uk_UA
dc.subject	електротехнічний комплекс	uk_UA
dc.title	ПІДВИЩЕННЯ ФЕКТИВНОСТІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ РОЗОСЕРЕДЖЕНИХ ПЕРИФЕРІЙНИХ СПОЖИВАЧІВ	uk_UA
dc.type	Master Thesis	uk_UA
Розташовується у зібраннях:	141 Електрична інженерія (Електротехнічні системи електроспоживання)

Файли цього матеріалу:

Файл	Опис	Розмір	Формат
Небилиця _024.pdf Restricted Access		2.18 MB	Adobe PDF	Переглянути/Відкрити Запит копії

Показати базовий опис матеріалу Перегляд статистики

Усі матеріали в архіві електронних ресурсів захищено авторським правом, усі права збережено.

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:
«ПІДВИЩЕННЯ ФЕКТИВНОСТІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
РОЗОСЕРЕДЖЕНИХ ПЕРИФЕРІЙНИХ СПОЖИВАЧІВ»

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

НЕБИЛИЦЯ Юрій Олександрович ____________
(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 144 сторінки,
18 ілюстрацій, 2 таблиці, список використаних джерел, що містить
75 найменування на 9 сторінках.
Метою роботи є підвищення ефективності електропостачання
розосереджених периферійних споживачів.
Для досягнення зазначених цілей було поставлено і вирішено наступні
завдання. Проведено дослідження особливостей електропостачання
периферійних споживачів, виділені основні проблеми (низька надійність
електропостачання, висока витрата органічного палива, низька якість
електроенергії, висока собівартість електроенергії) і обґрунтована
актуальність впровадження нових принципів і технологій для підвищення
ефективності електропостачання. Виконано аналіз публікацій, присвячених
віртуальним електростанціям, що дозволив сформулювати принцип і
виділити технології ВіЕС, а також визначити особливості та перспективи
розвитку даного напрямку.
Запропоновано алгоритм вибору параметрів розподіленої генерації та
місць приєднання РГ до електричної мережі.
За результатами проведених досліджень запропоновано обмеження,
що дозволяють оцінити доцільність електричних зв’язків між
децентралізованими системами електропостачання при їх об'єднанні в ЕТК.
Обмеженнями є: допустиме значення струму в лінії; допустиме відхилення
напруги в вузлах мережі; найбільші доцільні відстані передачі потужності по
лінії з урахуванням електричних втрат при заданому ККД лінії і економічних
витратах на її спорудження при заданому терміні окупності. З метою
визначення оптимальної топології електричної мережі ЕТК, що об'єднує ДСЕ
з використанням технологій ВіЕС, запропоновано проводити структурний
аналіз мережі. Для цього обґрунтовано обрано наступні структурно –
топологічні характеристики систем: зв'язність структури, структурна
4

надмірність, нерівномірність розподілу зв’язків, структурна компактність,
ступінь централізації. Розроблено алгоритм визначення оптимальної
топології електричної мережі електротехнічного комплексу, що об'єднує
децентралізовані системи електропостачання, функціонує за принципом
віртуальної електростанції і який відрізняється інтегральною сукупною
оцінкою структурно топологічних характеристик мережі.
Ключові слова: власні джерела енергії, розподілена генерація,
електротехнічний комплекс, віртуальна електростанція, децентралізовані
системи електропостачання , електротехнічний комплекс, енерговіддалені
об’єкти, методики оптимізації, периферійний споживач.

5

ЗМІСТ

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,
СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ………………………………. 9
ВСТУП…………………………………………………………………… 10
РОЗДІЛ 1
ОСОБЛИВОСТІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЕНЕРГОВІДДАЛЕНИХ
СПОЖИВАЧІВ З ВИКОРИСТАННЯМ ТЕХНОЛОГІЙ
«ВІРТУАЛЬНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ»………………………………… 13
1.1 Дослідження особливостей електропостачання
периферійних споживачів……………………………………… 13
1.1.1 Характеристика периферійних споживачів……….. 13
1.1.2 Аналіз децентралізованих систем електропостачання.. 15
1.1.3 Характеристика режимів роботи децентралізованих
систем електропостачання …………………………………… 16
1.1.4 Проблеми низької децентралізованої системи
електропостачання ……………………………………………. 17
1.2 Принципи і технології «віртуальної електростанції»………... 18
1.2.1 Поняття «віртуальної електростанції» ………………... 18
1.2.2 Приклади реалізації та класифікація «віртуальної
електростанції»……………………………………………….. 20
1.2.3 Основні особливості «віртуальної електростанції»….. 22
1.3 Функціонування децентралізованих систем
електропостачання за принципом «віртуальної електростанції».. 24
1.3.1 Основні підходи………………………………………… 24
1.3.2 Ефект від використання принципу віртуальної
електричної станції……………………………………………. 27

6

1.4 Питання вибору оптимальної топології електричної мережі
електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані
системи електропостачання, і функціонуючого за принципом
«віртуальної електростанції» …………………………………….. 28
1.4.1 Аналіз варіантів топології електричної мережі
електротехнічного комплексу, що об'єднує
децентралізовані системи електропостачання……………… 28
Висновки до розділу 1……………………………………………… 31
РОЗДІЛ 2
ПРОЦЕДУРИ ВИБОРУ СТРУКТУРИ І СКЛАДУ ОБЛАДНАННЯ
ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНОЇ СИСТЕМИ З РОЗПОДІЛЕНОЮ
ГЕНЕРАЦІЮ…………………………………………………………….. 32
2.1 Деталізація приймачів електричної енергії…………………… 32
2.2 Деталізація джерел електричної енергії………………………. 36
2.2.1 Вибір напруги джерела енергії………………………… 39
2.2.2 Вибір первинних джерел енергії………………………. 42
2.2.3 Вибір трансформаторів на трансформаторних
підстанціях…………………………………………………….. 45
2.2.4 Визначення місця положення джерел енергії…………. 51
2.2.5 Вибір схем електричних з'єднань підстанцій…………. 53
2.3 Деталізація електричних мереж……………………………….. 58
2.3.1 Алгоритм вибору провідників живильних мереж…….. 58
2.3.2 Алгоритми синтезу систем розподілу електроенергії… 67
2.3.3 Алгоритм вибору комутаційної і захисної апаратури
розподільних мереж…………………………………………... 70
Висновки до розділу 2……………………………………………… 76

7

РОЗДІЛ 3
ВЗАЄМОДІЯ МІЖ ДЖЕРЕЛАМИ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ ТА
ЕНЕРГОСИСТЕМИ: ОСНОВНІ АСПЕКТИ УПРАВЛІННЯ ТА
СТІЙКОСТІ……………………………………………………………… 77
3.1 Режими роботи електротехнічної системи з розподіленою
генерацією та їх моделювання……………………………………. 77
3.2 Вплив розподіленої генерацією на втрати і якість
електричної енергії…………………………………………………. 80
3.3 Вплив розподіленої генерацією на значення струмів
короткого замикання, стійкість генераторів і релейний захист…. 90
3.4 Розрахунок потоків потужності в мережі з розподіленою
генерацією………………………………………………………….. 96
3.5 Цільова функція задачі оптимізації режимів роботи
електричної мережі з розподіленою генерацією…………………. 105
3.6 Алгоритм вибору розташування і параметрів розподіленої
генерації в електричної мережі…………………………………… 107
Висновки до розділу 3 ……………………………………………... 110
РОЗДІЛ 4
РОЗРОБКА АЛГОРИТМУ ВИЗНАЧЕННЯ ОПТИМАЛЬНОЇ
ТОПОЛОГІЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНОГО
КОМПЛЕКСУ, ЩО ОБ'ЄДНУЄ КІЛЬКА ДЕЦЕНТРАЛІЗОВАНИХ
СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ………………………………..… 111
4.1 Обмеження при об'єднанні децентралізованих систем
електропостачання…………………………………………….……. 113
4.2 Інтегральний показник оцінки порівнюваних варіантів
топології електричної мережі електротехнічного комплексу…… 126

8

4.3 Алгоритм вибору оптимальної топології електричної мережі
електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані
системи електропостачання ……………………………………… 129
Висновки розділу 4………………………………………………… 132
ВИСНОВКИ……………………………………………………………… 133
СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ……………………………….. 135

9

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ,
СИМВОЛІВ, СКОРОЧЕНЬ І ТЕРМІНІВ

SCADA – (Supervisory Control And Data Acquisition) – Наглядовий
контроль та збір даних
БД – база даних
ВДЕ – відновлювані джерела енергії
ВіЕС – віртуальна електростанція
ГП – гарантований покупець
ДЕС – дизельні електростанції
ДЖ – джерело живлення
ДСЕ – децентралізовані системи електропостачання
ЕЕ – електроенергія
ЕП – електроприймач
ЕТК – електротехнічний комплекс
КЗ – коротке замикання
ККД – коефіцієнт корисної дії
КЛ – кабельна лінія
ЛЕП – лінія електропередачі
МЗСК – метод зважених сум критеріїв
МРГ – мала розподілена генерація
МСЗ – максимальний струмовий захист
ПЛ – повітряна лінія
РГ – розподілена генерація
РП – розподільчі пункти
РШ – розподільчі шафи
СЕП – системи електропостачання
СТХ – структурно-топологічні характеристики
ТП – трансформаторна підстанція
ЦЕН – електричних навантажень
ЦЕС – централізована енергосистема

10

ВСТУП
Актуальність.
Важливим стратегічним завданням України є поліпшення соціально-
економічного та індустріального положення віддалених територій [1, 2].
Електропостачання споживачів в цих районах здійснюється, як правило,
децентралізовано і характеризується низькою ефективністю.
Незважаючи на підвищену увагу з боку держави (стимулювання
введення джерел малої розподіленої генерації (МРГ), в тому числі
відновлюваних джерел енергії (ВДЕ), вдосконалення нормативної бази,
наукові та інженерні розробки (поліпшення техніко - економічних показників
енергоустановок МРГ, вдосконалення методологічної бази проектування та
ін., проблема низької ефективності електропостачання периферійних
споживачів залишається невирішеною.
Використання відновлюваних джерел енергії є одним із найбільш
важливих напрямів енергетичної політики України, спрямованих на
заощадження традиційних паливно-енергетичних ресурсів та поліпшення
стану оточуючого природного середовища.
З розвитком ВДЕ, пристроїв силової електроніки, IT-технологій і
систем управління відкриваються нові можливості при проектуванні
децентралізованих систем електропостачання (ДСЕ). Прикладом нового
підходу до проектування ДСЕ є технології «віртуальної електростанції» (за
кордоном – Virtual Power Plant).
Поняття «віртуальна електростанція» (ВіЕС) передбачає агрегацію
джерел розподіленої генерації, накопичувачів і споживачів електроенергії за
допомогою інформаційних і електричних зв’язків для їх взаємодії з великої
енергетичною системою в якості єдиного об'єкта (кластера). Технології ВіЕС
включають можливість інформаційного і енергетичного обміну між
агрегованими об'єктами, систему дистанційного керування, гнучке
ціноутворення на електроенергію.
11

Об'єднання на основі технологій ВіЕС декількох ДСЕ в єдиний
електротехнічний комплекс (ЕТК) дозволить корисно використовувати весь
потенціал генерації від ВДЕ, знизити споживання органічного палива,
отримати додаткові потужності без установки нових джерел, по-новому
розглядати питання визначення тарифів.
Незважаючи на велику кількість досліджень з даної тематики, питання
визначення оптимальної топології електричної мережі ЕТК, функціонуючого
за принципом ВіЕС, залишаються відкритими. Пропоновані методи і підходи
мають ряд недоліків (відсутність універсальності, великий обсяг вихідних
даних, складність адаптації оптимізаційного алгоритму до конкретного
об'єкта, складність обчислень), що обмежує їх практичне використання при
проектуванні.
Об'єкт дослідження – децентралізовані системи електропостачання з
відновлюваними джерелами енергії.
Предмет дослідження – топологія та режими роботи
електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані системи
електропостачання.
Мета роботи – підвищення ефективності електропостачання
розосереджених периферійних споживачів.
Для досягнення поставленої мети в роботі вирішуються наступні
основні завдання:
• дослідження особливостей електропостачання периферійних
споживачів;
• аналіз публікацій, присвячених децентралізованим системам
електропостачання для виділення концептуально нових технологій
підвищення ефективності електропостачання периферійних споживачів;
• формулювання у вигляді алгоритмів методів вибору і
обґрунтування складових та структури електротехнічних комплексів;
12

• вибір і обґрунтування методів оптимізації топології об'єднаних
електротехнічних комплексів на базі децентралізованих систем живлення при
електропостачанні периферійних об’єктів.
Елементи наукової новизни містяться у розробленому алгоритмі
визначення оптимальної топології електричної мережі електротехнічних
комплексів, що об'єднує децентралізовані системи електропостачання і
функціонують за принципом віртуальної електростанції.

13

РОЗДІЛ 1
ОСОБЛИВОСТІ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ ЕНЕРГОВІДДАЛЕНИХ
СПОЖИВАЧІВ З ВИКОРИСТАННЯМ ТЕХНОЛОГІЙ
«ВІРТУАЛЬНОЇ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЇ»

1.1 Дослідження особливостей електропостачання периферійних
споживачів

1.1.1 Характеристика периферійних споживачів
Під периферійними розуміються споживачі, що знаходяться у
видаленні і мають слабкі транспортні зв'язки з промислово розвиненими
районами, а також що характеризуються труднощами в постачанні
електроенергії або паливних ресурсів. Енерговіддалені периферійні
споживачі можуть бути пов'язані з централізованою електричною мережею
(зв'язок характеризуються великою протяжністю і втратами електроенергії,
обмеженою пропускною спроможністю, частими порушеннями в роботі) або
бути ізольованими (зв'язок відсутній повністю).
Практично в кожному регіоні країни присутні окремі об'єкти, які
можна вважати периферійними для даного регіону.
Залежно від призначення і характеру навантаження, енерговіддалені
периферійні споживачі можна класифікувати на індивідуальні, групові
непромислові і промислові споживачі.
До індивідуальних споживачів відносяться окремі непромислові
об'єкти (метеостанції, вежі стільникового зв'язку, бази відпочинку тощо),
встановлена потужність яких може змінюватися від декількох десятків до
сотень кВт.
Групові непромислові споживачі – це група об'єктів, що
розміщуються на певній території і об'єднані загальним режимом роботи. До
таких споживачів, перш за все, відносяться населені пункти (селища, села).
14

Встановлена потужність групових непромислових споживачів може
змінюватися від декількох десятків до декількох тисяч кВт.
До периферійних промислових підприємств відносяться
сільськогосподарські підприємства, підприємства ресурсовидобувної галузі
(нафто- і газовидобувні підприємства) і підприємства обробної
промисловості (деревообробні підприємства) [3]. Встановлена потужність
підприємств може досягати десятків тисяч кВт. Відомості по різних
категоріях периферійних споживачів наведені в табл. 1.1 [3].
Таблиця 1.1
Застосування периферійних споживачів
Потужність
Сфера застосування Приклади об'єктів
об'єктів, кВт
Промисловість Установки видобутку корисних копалин; від 100
(добувна, легка, пошуково-розвідувальні комплекси;
деревообробна, прядильні, ткацькі фабрики, деревообробні
харчова) комбінати, рибні заводи.
Сільське господарство Птахофабрики, об'єкти тваринництва, від 10
фермерські господарства
Малі населені пункти Села, дачні та котеджні селища, від 10
військові об'єкти, туристичні табори
Пересувні і мобільні Підрозділи рятувальників; мобільні від 5
об'єкти госпіталі
Малопотужні віддалені Ретрансляційні вишки, метеостанції, від 1
окремостоячі об'єкти залізничні станції, автономне
освітлення, індивідуальні поселення

Характерною особливістю більшості периферійних споживачів є
нерівномірний добовий графік навантаження.
В магістерській роботі досліджуються енерговіддалені споживачі,
електропостачання яких здійснюється, головним чином, на основі
децентралізованих систем електропостачання.

15

1.1.2 Аналіз децентралізованих систем електропостачання
Під децентралізованих систем електропостачання (ДСЕ) розуміються
ізольовані системи електропостачання, що містять автономні генеруючі
установки, які розташовані в безпосередній близькості від споживачів, а
також розподільні електричні мережі обмеженою протяжності [4].
За результатами аналізу встановлено такі особливості ДСЕ:
1. Електропостачання споживачів здійснюється за радіальною
схемою, як правило, від одного джерела живлення;
2. У ДСЕ в якості джерел живлення можуть застосовуватися
енергоустановки на органічному паливі (дизельні електростанції – ДЕС),
газопоршневі установки та ін.), енергоустановки на ВДЕ (вітроенергетичні
установки, сонячні фотоелектричні установки тощо) і поєднання
енергоустановок (вітро-дизельні електростанції);
3. Встановлено, що в ДСЕ щорічно збільшується генерація від ВДЕ.
Як правило, ВДЕ використовуються спільно з дизельними генераторами. При
комбінованому використанні енергоустановки на органічному паливі та ВДЕ
можуть бути не синхронізовані або працювати синхронно;
4. У багатьох випадках впровадження енергоустановок на ВДЕ є
наслідком розвитку ДСЕ, так як потужності діючих джерело недостатньо для
покриття навантаження нових споживачів;
5. У більшості ДСЕ використовується один рівень напруги – 0,4 кВ.
Однак у великих ДСЕ, що представляють собою окремий енергорайон,
розподіл електроенергії від одного джерела потужністю кілька МВт може
здійснюватися на напрузі 6-10 кВ.

16

1.1.3 Характеристика режимів роботи децентралізованих систем
електропостачання
Для системи електропостачання (СЕП), в тому числі ДСЕ, можна
виділити наступні можливі режими роботи [5] – нормальний, ненормальний,
важкий, аварійний, післяаварійний.
Нормальний режим – усталений режим роботи системи, при якому
забезпечується безперебійне постачання споживачів електроенергією в
необхідній кількості і встановленої якості. Показники якості електроенергії
повинні знаходитися в межах, встановлених ДСТУ [6].
Ненормальний режим – режим, при якому значення одного з
параметрів СЕП (струм, напруга, частота) виходить за межі допустимих
значень. Ненормальні режими можуть бути небезпечні для
електроустаткування або стійкості СЕП.
Важкий режим СЕП – режим, який характеризується
перевантаженням окремих елементів, погіршенням якості
електропостачання. Тривала робота СЕП у важкому режимі не бажана через
небезпеку виникнення аварійних ситуацій.
Аварійний режим СЕП – короткочасний перехідний режим,
пов'язаний з порушенням нормального режиму. Для аварійного режиму
характерно різке відхилення робочих параметрів СЕП від допустимих
значень. Причинами аварійного режиму є короткі замикання і розриви
ланцюга передачі електроенергії. Режим характеризується пошкодженням
елементів СЕП і електроприймачів, перервою електропостачання, тому
тривале існування аварійного режиму неприпустимо.
Післяаварійний режим СЕП – режим, в якому знаходиться система
внаслідок порушення, і що триває до відновлення нормального режиму.
Режим не задовольняє вимогам по економічності (ефективності) і
може не відповідати вимогам щодо якості електропостачання.

17

1.1.4 Проблеми низької децентралізованої системи
електропостачання
Основними проблемами електропостачання периферійних споживачів
ДСЕ є [7-11]:
1) низька надійність електропостачання (період відключення
електроенергії може досягати 12-15 годин на добу), в тому числі внаслідок
великого зносу енергетичного обладнання і мереж (більше 75 %);
2) незадовільна якість електроенергії, що постачається;
3) висока собівартість електроенергії, внаслідок великою транспортної
складової у вартості органічного палива.
В даний час ключова роль у вирішення даних проблем відводиться
малій розподіленій генерації (МРГ), в тому числі на основі ВДЕ. Однак,
незважаючи на підвищену увагу з боку держави (стимулювання введення
МРГ, вдосконалення нормативної бази тощо), розробки наукових колективів
і інженерних компаній (поліпшення техніко економічних показників
енергоустановок МРГ, вдосконалення методологічної бази проектування
ДСЕ і ін.), проблема низької ефективності ДСЕ залишається актуальною.
Для вирішення проблем електропостачання периферійних споживачів
на якісно новому рівні актуальним є вивчення нових принципів
функціонування ДСЕ, що дозволяють реалізувати можливості ДСЕ, які
раніше не розглядалися. В якості такого принципу, заснованого на останніх
досягнення в електротехніці, електроніці, IT-технологіях і системах
управління, може розглядатися так звана «віртуальна електростанція».

18

1.2 Принципи і технології «віртуальної електростанції»

1.2.1 Поняття «віртуальної електростанції»
Поняття «віртуальної електростанції» (ВіЕС) з'явилося за кордоном
[12]. Широке коло дослідницьких груп і представників енергетичних
компаній по всьому світу пропонують визначення ВіЕС (Virtual Power Plant),
що дещо відрізняються. Одним з перших випадків використання терміна був
проект Європейського союзу «Virtual Fuel Cell Power Plant» в 2002 році. Тут
ВіЕС розглядалася, як група об'єднаних між собою децентралізованих
когенераційних установок, що використовують технологію паливних
елементів, встановлених в житлових будинках, на малих підприємствах і
громадських об'єктах, для індивідуального опалення, охолодження та
виробництва електроенергії [12]. В [13] ВіЕС описали як керовану агрегацію
ресурсів РГ за місцем, а при необхідності, і в розподільних мережах різних
мережевих операторів.
Група німецьких дослідників університету Зігена визначила ВіЕС, як
єдину на енергетичному рівні і рівні управління велику кількість об'єднаних
просторово віддалених розподілених енергетичних виробників. У звіті [14]
йдеться, що ВіЕС комбінує різні типи відновлюваних і невідновлюваних
генераторів і пристроїв накопичення з метою появи на ринку в якості єдиної
електростанції з певним погодинним виходом електроенергії. Визначення
ВіЕС згідно дослідженню [15] може бути сформульовано, як управління
агрегацією множини об'єктів РГ, підключених до мережі і встановлених
близько навантажень.
Управління агрегацією, підтримуване логічним алгоритмом
управління і комунікаційної інфраструктурою, може здійснюватися в
централізованій або децентралізованій системи і далі розглядатися як єдина
велика електростанція. Також ВіЕС розглядається як «гнучке уявлення
портфеля розподілених енергоресурсів», який може використовуватися для
19

укладання контрактів на оптовому ринку і надання послуг системного
оператору.
У роботах [16] ВіЕС визначається як інформаційно – комунікаційна
система з централізованим управлінням агрегацією РГ, керованих
навантажень і пристроїв зберігання. В [17] ВіЕС виступає в якості технології
агрегування різних типів розподілених ресурсів, які можуть бути розподілені
в різних точках мережі середньої напруги. У роботі [17] ВіЕС визначається
як спільність диспетчерізіруемих і не диспетчерізіруемих розподілених
генераторів, елементів акумулювання енергії і керованих навантажень,
пов'язаних за допомогою інформаційно – комунікаційних технологій для
формування єдиної уявної електростанції, яка здійснює функції планування,
контролює роботу і координує потоки енергії між її компонентами.
Таким чином, розглянуті дослідження об'єднує той факт, що ВіЕС є
агрегацію об'єктів РГ на основі різних технологій для функціонування в
якості єдиної електростанції, яка може управляти цими об'єктами і потоками
електроенергії між ними з метою отримання найбільш ефективної роботи
системи. Відмінності в понятійному апараті пов'язані, в більшості випадків, з
різноманітністю компонентного складу ВіЕС, природою використовуваних
установок РГ, можливістю паралельної роботи з мережею, а також
комерційним або технічним призначенням ВіЕС.
Одним з останніх є визначення ВіЕС: «система, що забезпечує
інтеграцію (агрегування) об'єктів РГ, споживачів з керованим навантаженням
і накопичувачів електроенергії для їх спільної участі в ринках електроенергії,
надання системних послуг та взаємного резервування».
Таким чином, на основі аналізу публікацій можна сформулювати
найбільш загальне визначення ВіЕС. Під ВіЕС розуміється агрегація джерел
РГ, накопичувачів електроенергії, споживачів і споживачів-регуляторів
(активних споживачів) за допомогою інформаційних, енергетичних і
фінансових потоків для їх взаємодії з великої енергетичною системою
20

(централізованою системою електропостачання) в якості єдиного об'єкта
(кластера).

1.2.2 Приклади реалізації та класифікація «віртуальної
електростанції»
Пілотні проекти в області створення ВіЕС ведуться за кордоном
починаючи з 2003. Серед найбільших за потужністю можна виділити ВіЕС в
південному сценарії проекту FENIX (Іспанія) з сумарною потужністю
об'єктів малої розподіленої енергетики (МРЕ) 150 МВт, а також запуск в
2011 р. ВіЕС Elektro Ljubljana в Словенії , що генерує потужність 63 МВт.
Складові потужності зібрані по 1-2 МВт від кожного клієнта, якими
виступили енергоємні споживачі (сталеливарні заводи, паперові комбінати,
торгові центри, хімічна промисловість).
Розробкою рішень, пов'язаних з ВіЕС, в основному займаються країни
Європейського Союзу (Німеччина, Нідерланди, Австрія, Франція, Іспанія,
Великобританія, Словенія, Польща, Португалія), США, Австралія, а також
нечисленні представники Бразилії, Іраку та Індії. Серед найбільш великих
компаній, діяльність яких пов'язана з розробкою інтелектуальних рішень для
ВіЕС можна виділити такі як: PSI Energy Markets GmbH, Cyber Grid GmbH,
Telvent, TEDOM, Schneider Electric, GE, Siemens, Alstom, Korona, IT Energy,
Encorp Intelligence, Next Kraftwerke GmbH, Сbb software GmbH, ABB [18-20].
Розглянуті приклади реалізації показали істотні відмінності в
проектах ВіЕС. В ході аналізу структурних особливостей і функціональних
можливостей ВіЕС, розроблена класифікація ВіЕС по відношенню до
енергосистеми і об'єктів, що агрегуються у неї (рис. 1.1).

21

Рис. 1.1. Класифікація «віртуальної електростанції»

«Віртуальної електростанції» можуть бути класифіковані за
наступними напрямками.
1. За призначенням: технічні, для оперативного технологічного
управління режимами об'єктів РГ в складі систем електропостачання;
комерційні, для забезпечення спільної участі агрегованих об'єктів на
електроенергетичному ринку;
2. За характером взаємодії з централізованою енергосистемою (ЦЕС):
тільки передача електроенергії з ЦЕС; тільки видача електроенергії в ЦЕС;
двонаправлена передача електроенергії;
3. За типом об'єктів, по відношенню до яких здійснюється агрегація:
тільки з джерелами РГ і накопичувачами; тільки з активними споживачами;
комбінованого типу;
4. За рівнем напруги мережі можна виділити наступні ВіЕС: низької
напруги (0,4 кВ); ієрархічної структури (0,4-10-110 кВ);
5. За принципом управління:
• централізована керована ВіЕС, що має єдиний центр управління,
який володіє всією інформацією про розподілені енергоресурси (РГ,
накопичувачі ЕЕ, керована навантаження) і керуючий кожним з них;
22

• децентралізована керована ВіЕС, що має безліч розподілених
локальних контролерів, які представляють ієрархічну архітектуру на чолі з
центральним контролером. Управління обмеженою кількістю розподілених
енергоресурсів здійснюється на місцевому рівні за допомогою локальних
контролерів при делегуванні ряду управлінських рішень на контролери більш
високого рівня.
• повністю децентралізована керована ВіЕС, яка є розширенням
більшим, ніж попередній варіант, в якій центральні контролери замінюються
агентами обміну інформацією, які надають тільки послуги, наприклад,
ринкові ціни, прогнозування погоди і протоколювання даних для своїх
учасників.
Кожен розподілений енергоресурс виступає як незалежний
інтелектуальний агент, який бере участь і реагує на стан енергосистеми і
ринку.
Таким чином, ВіЕС можуть відрізнятися за складом об'єктів, що в неї
агрегуються, рівнем напруги, потужності складових об'єктів, системі
управління, корисного ефекту для енергосистеми тощо.
Далі в магістерській роботі будуть розглядатися принципи і технології
стосовно ВіЕС в складі з джерелами РГ низького і середнього рівня напруги і
сумарною потужністю менше 1 МВт.

1.2.3 Основні особливості «віртуальної електростанції»
Поняття ВіЕС є дуже близьким до поняття Micro Grid (мікро-грід).
Під мікро-грід теж розуміють об'єднання енергоустановок, споживачів і
інших компонентів електричної мережі в єдину автоматизовану систему.
Принципова відмінність ВіЕС від мікро-грід полягає в цілі агрегації
об'єктів. Мета мікро-грід – це оптимізація енерговитрат всередині самої
мікромережі за рахунок автоматичного відстеження, контролю та управління
режимами виробництва, розподілу і споживання електроенергії (тобто,
23

мікро-грід створює економічну вигоду тільки для своїх об'єднаних об'єктів)
[21]. Мета ВіЕС - це отримання максимальної вигоди не тільки для об'єктів
(власників джерел РГ та інших агрегіруемих в ВіЕС об'єктів), що
об'єднуються, але і для великої енергетичної системи, з якої взаємодіє ВіЕС
(як такої системи, як правило, виступає централізована електрична мережа).
Таким чином, основною відмінністю ВіЕС від мікро-грід є
необхідність взаємодії в ВіЕС об'єктів, по відношенню до яких здійснюється
агрегація, з більш потужною («великою») енергосистемою. Ця взаємодія
може виражатися в рішенні технічних проблем централізованої електричної
мережі – балансовому регулюванні, зниженні піків навантаження тощо
(технічні ВіЕС можна порівняти з електростанціями, що використовуваними
для ведення режиму в енергосистемі) або в передачі (продажу) надлишків
енергії з ВіЕС в енергосистему (комерційні ВіЕС – можна порівняти з
електростанціями, що використовуються для вироблення електроенергії)
[22, 23].
З технічної точки зору, відмінність ВіЕС від мікро-грід виражається в
необхідності електричного підключення об'єктів, по відношенню до яких
здійснюється агрегація, до більш великої мережі [23].
З точки зору режимів роботи, відмінна риса ВіЕС з агрегованими
джерелами РГ – робота джерел РГ на максимальну видачу потужності
(незалежно від рівня навантаження, для покриття якої вони призначені в
першу чергу). Потужність, що виробляється джерелами РГ може бути
перерозподілена між сусідніми споживачами і повністю використана в самій
ВіЕС (при цьому знижується споживання потужності від ЦЕС), або
надлишки потужності можуть бути передані (продані) у ЦЕС. Позитивний
ефект для власників РГ полягає в можливості продажу надлишків
потужності, для інших агрегіруемих об'єктів – в можливості покупки
електроенергії за дешевшим тарифом, для ЦЕС – в можливості корисно
використовувати потужність, яка була зарезервована для споживачів ВіЕС
(ВіЕС «віртуально» надає потужність ЦЕС) або навіть отримувати
24

потужність з ВіЕС (об'єднані джерела РГ передають потужність в ЦЕС як
одна електростанція) [24]. Джерела РГ взаємодіють з ЦЕС як єдиний об'єкт,
що спрощує ведення режиму.

1.3 Функціонування децентралізованих систем
електропостачання за принципом «віртуальної електростанції»

1.3.1 Основні підходи
Важливою особливістю ДСЕ є жорстка залежність величини, що
генерується джерелами потужності, від величини навантаження. Режим
роботи енергоустановок в ДСЕ визначається тільки графіком навантаження
споживачів.
Відхилення (перевищення або зниження) величини генерації від
споживаної потужності може виникати в ДСЕ з ВДЕ зі стохастичним
характером генерації. У таких системах для «згладжування» небалансу
потужностей використовуються системи накопичення [25].
Виходячи з цього, для ДСЕ з декількома джерелами РГ (особливо
різних типів) є актуальними завдання мікро-грід по оптимізації режимів
роботи джерел і їх взаємодії зі споживачами з метою зниження питомої
витрати органічного палива і загальних енерговитрат в системі.
Різні дослідження, наприклад, [26] формують концепцію віртуальних
електричних станцій (VPP) у трьох основних напрямках, з яких вона
складається.
Перший напрямок стосується класифікації розподіленої генерації
всередині структури VPP відповідно до їх потенціалу та форми власності.
Для цього було прийнято категорії приватної та публічної розподіленої
генерації.

25

Інша класифікація розподіленої генерації була представлена
відповідно до їх характеру управління: або стохастичний або керований.
Другий напрям, зосереджений на структурі VPP як технічно, так і
комерційно, займається технічними VPP та комерційними VPP , а також їх
функціональними можливостями.
Третій напрямок займається оптимізацією роботи VPP. Деякі з
відповідних досліджень зосереджені на оптимізації структури VPP шляхом
вибору оптимального розміру та розташування компонентів VPP. З іншого
боку, інші дослідження посвятили максимізації прибутку VPP.
Загальне визначення віртуальних станцій - агрегація одиниць
розподіленої генерації на основі різних технологій, що працюють в якості
єдиної електростанції, яка має можливість контролювати агреговані одиниці
та управляти потоком електричної енергії між цими одиницями з точки зору
оптимізації роботи системи.
Нижче наведені основні компоненти віртуальних електричних
станцій.
Розподілені джерела енергії. Можуть бути відновлюваними або не
відновлюваними, приватними або державними, малої чи середньої
потужності.
Системи накопичення енергії. Зазвичай виконують функцію
компенсації небалансу між генерацією та споживанням. У даній роботі
пропонується їх використання для компенсації різниці між реальним та
заявленим прогнозних значенням генерації ВДЕ, а отже і стабілізації їх
графіків видачі потужності.
Система інформації та комунікації. Базується на двоспрямованому
обміні інформацією між всіма елементами віртуальної електричної станції та
центром управління енергією. Цей центр бере на себе вирішення локальних
задач оптимізації по роботі обладнання.

26

Можна виділити кілька варіантів розвитку ДСЕ, коли актуальним стає
розгляд ДСЕ на основі принципу ВіЕС. До таких варіантів можна віднести
розширення ДСЕ і об'єднання декількох ДСЕ в один енергорайон (або
поєднання розширення і об'єднання).
Під розширенням ДСЕ розуміється підключення до вже існуючої ДСЕ
новопосталих об'єктів – споживачів з власними джерелами генерації.
Прикладом є будівництво в ДСЕ нових будівель або мініпідприємств з
власними джерелами РГ. Особливостями розширення ДСЕ є невеликі
відстані між об'єктами існуючої ДСЕ і об'єктами, що приєднуються, а також
один рівень напруги об'єктів.
Під об'єднанням розуміється створення на основі декількох ДСЕ,
розташованих на одній території, єдиного енергорайону. Прикладом може
служити об'єднання в один енергорайон раніше не зв'язаних лініями
електропередачі об'єктів з власними джерелами РГ – населений пункт, міні-
підприємство, туристична база тощо. Початкова відсутність електричних
зв'язків між об'єктами може бути обґрунтована «незацікавленістю» різних
власників джерел РГ в обміні потужністю (кожне джерело вирішував
завдання енергозабезпечення тільки свого об'єкта). Особливостями
об'єднання ДСЕ в єдиний енергорайон є можливі суттєві відстані між
об'єктами, значні відмінності ДСЕ, що об'єднуються, по потужності
навантаження і джерел живлення, різні рівні напруги об'єктів, що
об'єднуються. При цьому важливим стає визначення доцільності створення
електричного зв'язку між раніше ізольованими один від одного об'єктами.
Можливо поєднання випадків розширення і об'єднання ДСЕ.
Наприклад, до ДСЕ, що розширюється (великий населений пункт або цілий
енергорайона), можуть приєднатися (в результаті скорочення відстані)
об'єкти з власними джерелами РГ, знаходяться поруч – міні-підприємства,
окремо розташовані об'єкти добувної, переробної промисловості тощо)

27

1.3.2 Ефект від використання принципу віртуальної електричної
станції
Можна виділити кілька напрямків використання принципу ВіЕС в
ДСЕ.
Перший напрям пов'язаний із завданнями оптимізації тарифів в
системі з декількома власниками джерел енергії. ВіЕС і ДСЕ (при
розширенні і об'єднанні) схожі тим, що в одній електричної мережі можуть
бути присутнім об'єкти (джерела РГ, електроприймачі), що належать різним
власникам. Беручи до уваги можливість передачі (продажу) надлишків
електроенергії від джерел РГ іншим споживачам (власникам), актуальними
стають завдання визначення оптимальних тарифів на електроенергію. При
вирішенні цих завдань можуть бути використані технології, що розвиваються
в ВіЕС.
Другий напрямок пов'язаний з режимами вироблення потужності від
джерел РГ. Якщо в мікро-грід режими генерації оптимізуються (генерація
навіть від ВДЕ не завжди максимальна) залежно від графіка навантаження,
виду джерела РГ тощо, то принцип ВіЕС спрямований на отримання
максимальних надлишків вироблюваної потужності, щоб знизити
енергоспоживання від ЦЕС або навіть передати надлишки потужності в ЦЕС.
Даний принцип (робота джерел в режимі максимальної генерації) може
розглядатися і в ДСЕ (при розширенні і об'єднанні). При цьому в режимі
видачі максимальної потужності повинні працювати енергоустановки ВДЕ.
Надлишки потужності від об'єктів (або ДСЕ) з енергоустановками ВДЕ
можуть бути передані:
• в ДСЕ з джерелом на органічному паливі (ДСЕ з джерелом на
органічному паливі виступає в якості ЦЕС, а об'єкти (або ДСЕ) з
енергоустановками ВДЕ є аналогом ВіЕС);
• в ДСЕ істотно більшої потужності (ДСЕ істотно більшою
потужності виступає в якості ЦЕС, а об'єкти (або ДСЕ) з енергоустановками
ВДЕ є аналогом ВіЕС).
28

ДСЕ істотно більшої потужності може характеризуватися декількома
рівнями напруги (як наслідок, наявністю знижувальних підстанцій), поділом
на кілька пов'язаних підсистем тощо. Надлишки потужності, що надійшли,
можуть бути використані активними споживачами (наприклад, якщо тариф
на електроенергію від ВДЕ буде менше, ніж існуючий тариф на
електроенергію) або для зниження витрати органічного палива (якщо
джерелом енергії в більш потужної ДСЕ є енергоустановки на органічному
паливі).
При об'єднанні об'єктів з ДСЕ значно більшої потужності
(енергорайону) можливо розглядати передачу надлишків потужності не
тільки від енергоустановок ВДЕ, а й від енергоустановок на органічному
паливі. В цьому випадку, ефект для власників енергоустановок буде полягати
в продажу електроенергії, а ефект для більш потужної ДСЕ (енергорайону)
буде пов'язаний з можливістю отримання додаткових потужностей без
будівництва нових електростанцій.

1.4 Питання вибору оптимальної топології електричної мережі
електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані системи
електропостачання, і функціонуючого за принципом «віртуальної
електростанції»

1.4.1 Аналіз варіантів топології електричної мережі
електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані системи
електропостачання
Під топологією електричної мережі електротехнічного комплексу
(ЕТК), що об'єднує кілька децентралізованих систем електропостачання
(ДСЕ,) слід розуміти конфігурацію електричної мережі, що враховує схеми
розташування і з'єднання об'єктів в своєму складі, а також відображає
розподіл потоків потужності між ними. Можливі варіанти топології ВіЕС
показані на рис. 1.2.
29

Рис. 1.2. Варіанти топології електричної мережі ВіЕС:
а – деревоподібна; б – кільцева; в – зірка; г – повнозв'язна; д – змішана

Виділити єдиний варіант побудови мережі такого ЕТК можна, так як її
топологія багато в чому залежить від призначення, рівня живлячої напруги і
місця розташування ВіЕС в енергосистемі, а також від кількості, типу і
параметрів джерел РГ [27].
Тому актуальним, ще на стадії проектування, є завдання вибору
оптимальної топології електричної мережі ЕТК, що буде забезпечувати
високу надійність електропостачання та якість електричної енергії при
мінімальних втратах переданої потужності.
Проведений аналіз показав, що існуючі методи оптимізації
відрізняються відсутністю універсальності, складністю розрахунків і
адаптації алгоритмів оптимізації до конкретного об'єкта, вимагають великої
кількості вихідних даних.
Використовувані аналітичні методи і методи чисельного моделювання
застосовні лише для задач щодо малої розмірності. Найбільш поширені
евристичні методи оптимізації відрізняються гнучкістю застосовуваних
алгоритмів, масштабованістю і адаптацією алгоритмів до змін в умовах
завдання. Однак негативним фактором є складність налаштування параметрів
оптимізаційних алгоритмів для отримання результатів, близьких до
30

оптимальних, а також складність їх реалізації. Дані фактори обмежують їх
практичне використання при проектуванні.
ДСЕ характеризуються проблемами, пов'язаними з низькою якістю і
частими порушеннями електропостачання споживачів, а також високою
собівартістю електроенергії. Ключова роль у вирішення цих проблем
відводиться РГ, в тому числі на основі ВДЕ. Однак, незважаючи на
підвищений увагу з боку держави і розробки наукових колективів і
інженерних компаній, проблема низької ефективності ДСЕ залишається
актуальною.
Для вирішення проблем електропостачання периферійних споживачів
на якісно новому рівні актуальним є вивчення нових принципів
функціонування ДСЕ, що дозволяють реалізувати можливості ДСЕ, які
раніше не розглядалися. В якості такого принципу, може розглядатися так
звана «віртуальна електростанція».
Об'єднання декількох ДСЕ в єдиний ЕТК з використанням технологій
ВіЕС дозволить корисно використовувати весь потенціал генерації від ВДЕ,
знизити споживання органічного палива, отримати додаткові потужності без
установки нових джерел, по-новому розглядати питання визначення тарифів.
Однак, стосовно ДСЕ, актуальними є технічні питання об'єднання декількох
систем з різнохарактерними джерелами в ЕТК, який буде забезпечувати
високу якість електропостачання при мінімальних втратах переданої
потужності. Вирішення цих питань пов'язано з вибором оптимальної
топології електричної мережі даного комплексу.

31

Висновки до розділу 1

1. Проведено дослідження особливостей електропостачання
периферійних споживачів, виділені основні проблеми (низька надійність
електропостачання, високі витрати органічного палива, низька якість
електроенергії, висока собівартість електроенергії) і обґрунтована
актуальність впровадження нових принципів і технологій для підвищення
ефективності електропостачання.
2. Виконано аналіз публікацій, присвячених ВіЕС, що дозволив
сформулювати принцип роботи і виділити технології ВіЕС, а також
визначити особливості та перспективи розвитку даного напрямку.
3. Запропоновано і обґрунтовано підхід до підвищення ефективності
електропостачання периферійних споживачів на основі об'єднання ДСЕ в
єдиний ЕТК з використанням технологій ВіЕС.
4. Виконано аналіз підходів до визначення оптимальної топології
електричної мережі ЕТК, який функціонує за принципом ВіЕС. Встановлено,
що існуючі методи оптимізації відрізняються відсутністю універсальності,
складністю адаптації алгоритмів до конкретного об'єкта, вимагають великої
кількості вихідних даних, що ускладнює їх практичне використання при
проектуванні.

32

РОЗДІЛ 2
ПРОЦЕДУРИ ВИБОРУ СТРУКТУРИ І СКЛАДУ ОБЛАДНАННЯ
ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНОЇ СИСТЕМИ З РОЗПОДІЛЕНОЮ ГЕНЕРАЦІЮ

2.1 Деталізація приймачів електричної енергії

Згідно [28], споживачем електричної енергії називається
електроприймач або група електроприймачів, що об'єднані технологічним
процесом і розміщуються на певній території. У свою чергу
електроприймачем (ЕП) називається апарат, агрегат, механізм
(електродвигун, перетворювач, світильник тощо), призначений для
перетворення електричної енергії в інший вид енергії. Слід відзначити й іншу
позицію в поділі понять електроприймач і споживач електричної енергії.
Приймачем електроенергії називають пристрій (апарат, агрегат, установку,
механізм), в якому відбувається перетворення електричної енергії в інший
вид енергії (або електричну, але з іншими параметрами) для її використання.
Споживач – підприємство, організація, територіально відокремлений цех,
будівельний майданчик, квартира, у яких приймачі електроенергії приєднані
до електричної мережі і використовують електричну енергію [28]. Будемо
дотримуватися другого визначення, також вважаючи, що абонент
енергопостачальної організації – споживач електроенергії, енергоустановки
якого приєднані до мереж енергопостачальної організації і який на межі
підприємство – енергосистема має інструментальний чи іншій облік
параметрів електроспоживання. З позиції структурної ієрархії до споживачів
також може бути віднесена сукупність електричних приймачів, які
отримують електроживлення з шин підстанцій тієї чи іншої напруги.
Приймачі (споживачі) електричної енергії розрізняються за режимом
роботи, призначенням, принципом виконання, споживаної потужності,
частоті споживаного струму, напрузі, умов роботи, місцем розташування, за
вимогами до надійності електропостачання, якості електричної енергії.
33

Важливою характеристикою є електроспоживання на певних
інтервалах часу (за добу, місяць, рік, кілька років). Попит споживачів
характеризується потужністю навантаження і її зміною в часі, тобто
графіками навантаження споживачів P(t). Графік навантаження ЕП є
основним показником, за яким його слід класифікувати, і за формою графіків
навантаження (режиму роботи) ЕП зазвичай ділять на три групи:
• ЕП з незмінним (або мало змінним в часі) навантаженням
(прикладами ЕП, що працюють в цьому режимі, є електродвигуни
компресорів, насосів, вентиляторів і т.п.);
• ЕП, що працюють з повторно-короткочасним (в тому числі і з
ударним) навантаженням, в цьому режимі короткочасні робочі періоди
машини або апарату чергуються з короткочасними періодами відключення
(прикладами цієї групи є електродвигуни кранів, зварювальні апарати і т.п.);
• ЕП, що працюють в режимі короткочасного навантаженням
(прикладами даної групи є двигуни електроприводів допоміжних механізмів
металорізальних верстатів, гідравлічних затворів тощо).
Насправді графік навантаження кожного ЕП відрізняється від
проектного, тому що на режим впливають технологічні особливості кожної
галузі промисловості. Однак з достатньою часткою ймовірності реальний
графік навантаження буде збігатися з проектним.
Крім поділу ЕП за режимами роботи слід враховувати
несиметричність навантаження або нерівномірність завантаження фаз. До
симетричних навантажень відносяться, наприклад, трифазні електродвигуни
та печі. До несиметричних навантажень (одно- і двофазних) слід віднести
електричне освітлення, однофазні і двофазні печі, однофазні зварювальні
трансформатори і т.п., у тому випадку, коли розподілити їх симетрично по
фазах не вдається.
З точки зору забезпечення надійного і безперебійного живлення ЕП
діляться на три категорії (а також особливу групу першої категорії).
Надійність електропостачання забезпечується створенням відповідної схеми
34

(схемна надійність), застосуванням відповідних агрегатів, комутаційних
апаратів, трансформаторів (апаратна надійність). Вона досягається при
проектуванні обладнання та правильної його експлуатації. Також надійність
пов'язана з режимами (режимна надійність), яка вимагає вибору
обґрунтованих рішень по використанню обладнання, станцій і системи,
забезпечення стійкості та ін. Надійність і безперебійність пов'язані з
витратами. Чим вище ці вимоги, тим більші кошти необхідно вкласти в
відповідну техніку. Є два принципових підходи до оцінки надійності систем
електропостачання.
Перший підхід спирається на нормативні документи, в яких всі
електроприймачі розділяться на три категорії. Реалізація цього підходу при
формуванні ЕТС формально не становить труднощів. Однак до вузлів
мережі, як правило, підключаються споживачі, з ЕП, що належать до різних
категорій. При цьому якщо орієнтуватися на найменш відповідальних ЕП
(вибирати найбільш просту і дешеву схему), то не будуть забезпечені
необхідним рівнем надійності найбільш відповідальні ЕП. Якщо ж при
виборі схеми орієнтуватися на відповідальні ЕП, то це може привести до
невиправданого ускладнення і подорожчання схеми ЕТС. У ринкових
економічних умовах ці вимоги необхідно оцінювати з економічної точки
зору, але вони повинні бути збережені стосовно, по крайній мірі, до випадків
перерви електропостачання, які призводять до небезпеки для життя людей,
вибухів пожеж і, можливо, до інших несприятливих наслідків.
Другий підхід передбачає економічну (кількісну) оцінку від
недовідпуску електроенергії – економічний збиток. Його рекомендують
використовувати перш за все в тих випадках, коли порівнювані варіанти схем
ЕТС істотно відрізняються по надійності електропостачання, а також для
оцінки заходів, спрямованих на підвищення надійності. У ринкових умовах
на перший план висуваються економічні інтереси окремих організацій:
постачальника електроенергії і споживача електроенергії. Стосовно до
постачальника, економічні збитки будуть проявлятися через недоотримання
35

прибутку через недовідпустку електроенергії внаслідок перерв
електропостачання, штрафних санкцій споживачів за недовідпустк
електроенергії, додаткових витрат на проведення аварійного ремонту
пошкоджених елементів мережі та ін. Також в промислово розвинених
країнах з ринковою економікою вважається прийнятною оцінка економічного
збитку від перерв електропостачання, нанесеного суспільству. Для
нормальної роботи промислового підприємства, крім надійності живлення,
важливим є підтримання стабільності напруги і частоти. Таким чином,
повний перелік ЕП і вимоги, що до них висуваються, досить великі і тому
потребують систематизації по ряду ознак, наприклад: функціональне
призначення, приналежність до конкретної функціональної системі,
параметри електроживлення, конструктивне виконання, тривалість
включення тощо. Велике значення при систематизації ЕП має також
надійність електропостачання та їх вимоги до якості електричної енергії.
Крім цих вимог, необхідно врахувати загальні тенденції розвитку
обладнання, що спрямовані на технологічну і конструктивну інтеграцію
окремих споживачів в ЕТС, які керуються за допомогою мікроконтролерів
або ЕОМ.
У існуючому програмному забезпеченні є база даних (БД) окремих ЕП
промислових підприємств, які включають в себе основні їх технічні
характеристики. Проектувальнику необхідно вибрати з цих баз необхідні ЕП,
розмістити їх піктограму на плані і, якщо їх параметри в проекті, що
розробляється не відповідають даним, які встановлені за замовчуванням,
вказати їх категорійність, режим роботи та ін. Операція по деталізації ЕП є
найбільш трудомісткою для оператора, так як в її процесі доводиться
здійснювати досить велике число однотипних дій по вибору ЕП і, при
необхідності, завданням їх характеристик. Даний процес може бути
спрощений, якщо використовувати рішення, збережені в процесі виконання
попередніх проектів в форматі баз даних. В цьому випадку, при наявності
аналогічного цеху, потрібно більш проста операція коригування ЕП,
36

виходячи з місцевих умов. Слід також пам'ятати, що всі споживачі
електроенергії є елементами єдиної ЕТС. Тому вони повинні бути обрані так,
щоб забезпечити високі показники системи в цілому. Визначальна вимога
економічності полягає в тому, що наведені витрати на будівництво і
експлуатацію елементів ЕТС повинні бути мінімальними. З цієї точки зору
доцільно керуватися оптимізаційною функцією. Тому після вибору всіх ЕП
проводиться їх оптимізація, як за характеристиками, так і по розташуванню з
метою зручності обслуговування, трасування ліній і підключення до
розподільних пунктів. Визначаючи максимальне навантаження виробництва,
необхідно визначити навантаження електроприймачів цехів, дільниць,
припускаючи відсутність джерел реактивної потужності в системі
електропостачання. Результати розрахунку електричних навантажень
використовуються як вихідні дані для вибору числа і потужності джерел РГ,
силових трансформаторів і інших елементів ЕТС.

2.2 Деталізація джерел електричної енергії

Джерела електроенергії можна розділити на первинні і вторинні. В
якості первинних джерел електроенергії можуть виступати електромеханічні
генератори постійного та змінного струму або акумулятори. Деякі з
можливих варіантів первинних джерел енергії в електротехнічних системах з
розподіленою генерацією описані в першому розділі. За аналогією з
централізованої генерацією, нижче перераховані три види генераторів, що
зазвичай використовуються для розподіленої генерації (РГ): синхронний
генератор, асинхронний генератор і силовий електронний перетворювач.
Коротко обговоримо ці технології РГ. Основний генератор для
централізованої генерації – синхронний генератор, він здатний виробляти як
активну, так і реактивну потужності. Синхронні генератори зазвичай
використовуються в РГ, якщо потужність виробництва перевищує кілька
мегават, тобто в наступних технологіях: біомаси, геотермальних, сонячних
37

теплових електростанціях, сонячних параболічних системах, сонячних вежах,
сонячне тарілчастих двигунах, дизельних двигунах, газових турбінах і
парогазових установках.
На відміну від синхронних генераторів, асинхронні генератори
використовуються тільки для розподіленої генерації. Асинхронний генератор
виконується у вигляді індукційної машини, яка підключена до первинного
джерела, який задає його швидкість обертання, яка часто відрізняється від
синхронної швидкості. Отже, асинхронний генератор не здатний
функціонувати незалежно в порівняно потужних ЕТС. Асинхронні
генератори використовуються для багатьох технологій РГ, поки генеруючі
потужності не перевищують декількох мегават завдяки
конкурентоспроможній ціні в порівнянні з синхронними генераторами.
Асинхронний генератори з білячим колесом раніше були дуже поширені в
вітроенергетиці; проте, цей тип асинхронного генератора поступово
витіснятися асинхронні генератори з перетворювачем (асинхронними
генераторами подвійного живлення).
В якості вторинних джерел електроенергії застосовуються
перетворювачі енергії. Залежно від роду струму первинних джерел
використовуються наступні перетворення:
• перетворення змінного струму в змінний;
• перетворення постійного струму в змінний;
• перетворення змінного струму в постійний;
• перетворення постійного струму в постійний.
Для реалізації цих перетворень використовують два основних типи
перетворювачів: електромашинні і статичні. Електромашинні перетворювачі
являють собою двигун-генераторні установки. За допомогою елементів типу
трансформаторів, а також силової електроніки (інверторів, випрямлячів,
конверторів та ін.) будуються схеми зі статичним типом, що забезпечують всі
необхідні види перетворення енергії. Електромашинні і статичні
перетворювачі аналогічно первинним джерелам можуть забезпечуватися
38

регуляторами напруги і частоти для отримання необхідної якості
електроенергії, а також апаратурою управління, захисту і комутації. Силові
електронні перетворювачі зазвичай використовують елементи силової
електроніки для забезпечення необхідної вихідної потужності. Наприклад,
досить часто асинхронні вітрогенератори подвійного живлення
використовують для регулювання швидкості перетворювачі з IGBT-
транзисторами в ланцюзі ротора. Електронні силові перетворювачі
використовуються також в фотоелектричних системах, паливних елементах,
мікротурбінах, двигунах Стірлінга, а також акумуляторах і магнітних
системах зберігання.
Елементний склад первинних і вторинних джерел енергії в ЕТС
досить складний і взаємопов'язаний. Незважаючи на це, завдання вибору
елементів ЕТС, що мають РГ істотно спрощується, в зв'язку з тим, що
номенклатура, регуляторів частоти і напруги, а також блоків захисту і
управління, що випускаються промисловістю, обмежена. Тому основну увагу
слід приділити вибору генераторів і приводу в первинних ЕТС і
перетворювачів у вторинних ЕТС, які визначають подальший вибір
регуляторів і інших допоміжних блоків. При цьому враховуються результати
попереднього вибору джерела енергії на стадії структурно-параметричного
моделювання. Уточнення і остаточний вибір елементного складу
здійснюється при деталізації первинних і вторинних мереж.
Завдання деталізації ЕТС можна вирішити шляхом діалогу
«проектувальник – машина» і перегляду довідково-нормативної
документації, а також враховуючи результат попередніх розробок. При
цьому є досить велике число методик вибору вторинних джерел у вигляді
трансформаторних підстанцій, які не мають машинної реалізації. Зупинимося
на виборі первинних і вторинних джерел енергії ЕТС за допомогою
алгоритмічного і програмного забезпечення більш докладно.

39

2.2.1 Вибір напруги джерела енергії
Однією з найважливіших характеристик електроустановок є їх
напруга. Номінальні напруги встановлені для узгодження режимів роботи
всіх елементів ЕТС, починаючи від генераторів електричних станцій і
закінчуючи самими віддаленими ЕП. На ці ж напруги виготовляють
електричне обладнання. Номінальні напруги електричних мереж понад
1000 В встановлені по техніко-економічних міркувань, їх шкала наведена в
[6]. Номінальні напруги на виході ЕТС, джерел і перетворювачів електричної
енергії, номінальні напруги мереж до 1000 В і на виходах ЕП, що
безпосередньо приєднуються до них, наведені в [6].
Для вирішення завдання вибору напруги ЕТС вона ділиться на дві
частини: зовнішню (що живить) і внутрішню (розподільну). До складу
зовнішньої частини ЕТС входять живлячи лінії, що зв'язують між собою
установки РГ в ЕТС. У внутрішню – розподільні мережі на території
підприємства. При проектуванні ЕТС важливим питанням є вибір
раціональних напруг для системи живлення і розподілу електроенергії,
оскільки їх значення визначають параметри ЛЕП та електрообладнання
підстанцій та мереж: обрана напруга впливає на розміри капіталовкладень,
експлуатаційні витрати, втрати енергії.
Питання про вибір напруги не може бути вирішене відірвано від
вирішення інших питань проектування ЕТС. Вибір напруги визначається
економічними факторами: при збільшенні номінальної напруги зростають
капіталовкладення в будівництво об'єктів енергосистеми, але при цьому за
рахунок зниження втрат електроенергії зменшуються експлуатаційні
витрати. Що ще раз підтверджує необхідність використання в якості
критерію оптимізації економічного – витрат на створення ЕТС. Під
раціональною (економічно доцільним) напругою розуміється таке значення
стандартної напруги, при якому спорудження та експлуатація ЕТС мають
мінімальне значення наведених витрат [5].
40

Напруга мереж зовнішнього електропостачання визначається
технічними умовами енергосистеми на підключення і залежить від
потужності підприємства, його віддаленості від джерела живлення,
номінальної напруги і вільних потужностей джерела живлення, перспектив
розвитку мереж енергосистеми і підприємств в даному районі. Аналіз цього
питання має сенс при наявності декількох джерел живлення або різних
напруг на одному джерелі, що потенційно можливо при проектуванні ЕТС з
РГ.
Напруга кожної ланки ЕТС вибирається з урахуванням напруги
суміжних ланок. При виборі напруги враховується наявність на підприємстві
потужного високовольтного електроустаткування. Також необхідно прагнути
до мінімуму ступенів проміжної трансформації енергії [29, 30].
При вирішенні завдань про раціональне напрузі в загальному випадку
попередньо визначається нестандартне напруга, при якому мали б місце
мінімальні витрати. Знаючи таку напругу, можна здійснювати вибір
доцільної стандартної напруги.
Раціональну нестандартну напругу можна визначити по емпіричним
формулам [31], наприклад за формулою Стілла

Uрац = 4,34 16Р+L , (2.1)

де P – передана розрахункова активна потужність на один лінію, МВт;
L – довжина лінії, км.
Ця формула дає прийнятні результати при L ≤ 250 км і P ≤ 60 МВт.
При L ≤ 1000 км і Pр ≥ 60 МВт в розрахунках раціональної напруги
можна використовувати формулу А.М. Залеського

Uрац = P(0,1+ 0,15 ⋅L) . (2.2)

41

Також для розрахунків досить часто застосовують формулу
Г.А. Ілларіонова, що дає задовільні результати для шкали напруги від 35 до
1150 кВ при великому протязі лінії і значних потужностях, особливо при
P ≥ 1000 МВт

1000
Uрац = . (2.3)
500 / L + 2500 / P

Зазвичай раціональна напруга мережі визначається для найбільш
протяжної ділянки і (або) ділянки найбільшої потужності. Результатом
розрахунку за формулами (2.2), (2.3) є нестандартна раціональна напруга,
тому після розрахунку зазвичай намічають дві найближчих стандартні
напруги (одну більше і одну менше раціональної).
Необхідно відзначити, що чим більше передана потужність і
протяжність лінії, тим вище за технічними та економічними причинами має
бути номінальна напруга електропередачі.
Наведені вище формули і методи не завжди дають задовільний
результат, тому що не враховують інших факторів, що впливають на
раціональну напруга, крім P і L. Також результатом обчислення найчастіше
стає нестандартна раціональна напруга, що часто вимагає оптимізації при
округленні до одного з двох найближчих стандартних напруги.
Оптимізаційний розрахунок при виборі раціональної напруги необхідний для
наступних випадків:
• можливість отримання електроенергії від двох і більше джерел, з
різними напругами;
• при розвитку підприємства, що має власну електростанцію, а
також отримує електроенергію від енергосистеми;
• при будівництві нових або реконструкції діючих станцій і
підстанцій енергосистеми або підприємства.
42

У всіх інших випадках для системи живлення техніко-економічний
розрахунок, як правило, не проводиться, а керуються технічними умовами
енергосистеми на підключення споживачів. Як випливає з наведеного
переліку, проектування ЕТС з РГ потрапляє в область оптимізаційного
проектування при виборі напруги. Слід зазначити, що просте техніко-
економічне зіставлення варіантів ЕТС з різними напругами може не з'ясувати
оптимального варіанту, потрібно більш ретельний аналіз з урахуванням
великого числа складових.

2.2.2 Вибір первинних джерел енергії
Варіанти первинних джерел енергії в ЕТС з розподіленою генерацією
описані вище. Правильний вибір потужності і кількості генеруючих
установок ЕТС дозволяє забезпечити безперебійне і економічне постачання
електроенергією заданого обсягу.
Навантаження ЕТС в будь-який момент часу визначається кількістю і
потужністю включених ЕП і не є постійним. Навантаження ЕТС, що
створюється електроприймачами, залежить від режиму роботи системи, а
також від кліматичних умов, пори року, характеру виконуваних
технологічних процесів тощо. Таким чином, зміна навантаження ЕТС
відноситься до випадкових процесів, які описуються з використанням
математичного апарату теорії ймовірностей. Основні методи визначення
навантаження ЕТС детально розглянуті, наприклад в [31]. При виборі
враховуються вимоги [5, 32]. Крім того, при виборі джерел необхідно
керуватися наступними положеннями:
• навантаження джерел при роботі в тривалих режимах повинна
становити не менше 70-90 % від номінального, а при роботі в короткочасних
режимах (вимушений, аварійний, післяаварійний) навантаження може бути
знижена до 50-60 %;
43

• кількість генеруючих установок ЕТС часто не перевищує 2-4, при
цьому частина установок (2 або 3) тривало підключені на паралельну роботу,
а частина (мінімум 1) знаходиться в резерві;
• доцільно вибирати однотипні джерела, з метою забезпечення
взаємозамінності їх деталей і вузлів, а також полегшення технічного
обслуговування;
• установка генератора, що працює в період зниження
електричного навантаження, з номінальною потужністю менше, ніж у
основних (що працюють в номінальному або піковому режимах), в більшості
випадків недоцільна;
• збільшення числа джерел за допомогою зменшення одиничної
номінальної потужності підвищує їх завантаження, але, при цьому,
ускладнює структуру і обслуговування ЕТС.
Потужність резервних джерел живлення визначається числом і
потужністю ЕП, що відносяться до особливо відповідальних за надійністю,
що обумовлено в [28]. Економічну ефективність джерел ЕТС на стадії
проектування структури можна визначити порівнянням варіантів
комплектації генеруючих потужностей за значенням наведених витрат.
Первинні джерела у всіх режимах повинні працювати надійно і
економічно, причому пріоритет віддається надійності. Це веде до
перевитрати палива, так як на практиці це означає, що в більшості режимів
роботи генеруючі установки ЕТС недовантажені по потужності. Варто
врахувати, що при зниженні потужності газопоршневої установки до 75 % і
50 % від номінальної потужності питома витрата палива зростає до 105 % і
115 % від номінальної витрати відповідно. Для газотурбінної установки при
аналогічних умовах витрата складає 115 % і 125 % від номінальної. Режими
роботи цих та інших установок розглянуті в [3], а також на сайтах виробників
установок генерації.

44

Підвищення економічності ЕТС на стадії проектування досягається
ретельним опрацюванням варіантів комплектації установок РГ в ЕТС з
метою забезпечення в кожному режимі завантаження генераторів по верхній
межі допустимих навантажень, включенням до складу генераторів установок,
що забезпечують економічну роботу при знижених значеннях вироблюваної
потужності. Також підвищення економічності ЕТС, при великому числі
первинних джерел, можна досягти шляхом оптимізацією місця їх
розміщення. Шляхи підвищення економічності ЕТС в процесі експлуатації
також закладаються при їх структурно-параметричної синтезі, в якому можна
врахувати наступне рекомендації:
• своєчасне відключення одного або декількох первинних джерел з
метою зниження надлишкового запасу потужності ЕТС, тому що
завантаження генераторів в кожному режимі бажане по верхній межі
(номінальній потужності);
• зменшення часу знаходження установок в стані готовності
(режимі холостого ходу) до підвищення навантаження ЕП, для чого їх
своєчасно відключати;
• запобігати короткочасним збільшенням навантаження,
пов'язаним з автоматичним пуском резервних джерел, для чого при
об'єднанні електроприймачів в групи, що живляться від одного джерела,
враховувати поєднання їх графіків навантаження.
При створенні «віртуальних електростанцій», принципи організації
яких описані в розділі 1, можливо електропостачання декількох споживачів
від однієї генеруючої установки. Однак при цьому слід враховувати, що при
побудові ЕТС на принципах когенерації необхідно вирішити питання з
виробництвом не тільки електричної, а й теплової енергії. Можливість
живлення ЕТС з РГ при знижених навантаженнях від зовнішньої
енергосистеми вирішується в кожному випадку окремо, так як вартість
електроенергії при зовнішньому енергопостачанні зазвичай вище, ніж
виробленої в ЕТС. Оптимальний вибір складу первинних джерел РГ дозволяє
45

забезпечити надійну і економічну роботу ЕТС, для чого використовуються
результати розрахунку навантаження ЕП ЕТС у всіх режимах роботи.
Сумарна встановлена потужність генераторів знаходиться по режиму
з найбільшим енергоспоживанням, мінімальна встановлена потужність дає
дискретність вибору (мінімальну встановлену потужність одного джерела)
після чого проводиться вибір числа і потужності джерел в кожному режимі.
Для цього намічаються варіанти складу джерел ЕТС і порівнюються по
функції оптимізації, внаслідок чого вибирається оптимальний варіант.
Встановлена потужність ЕТС визначається як сума номінальних
потужностей окремих первинних джерел енергії. Коефіцієнти завантаження
джерел визначаються окремо для кожного, в залежності від підключених до
них навантажень. При цьому оптимальним коефіцієнтом завантаження
вважається kз =1, значення окремих коефіцієнти можуть відрізнятися від
одиниці в меншу сторону до значень, при якому ККД джерел не суттєво
відрізняється від ККД при номінальному режимі. Значення коефіцієнта
завантаження всієї ЕТС не може перевищувати 1, перевищення означає що
вона енергодефіцитна і вимагає підживлення ззовні.

2.2.3 Вибір трансформаторів на трансформаторних підстанціях
В якості вторинних джерел енергії ЕТС (для зв'язку живлячих і
розподільних мереж) часто використовуються трансформатори.
Незважаючи на це, їх проектування є досить складним завданням, що
розглядається. При досить вивченому питанні моделювання та оптимізації
проектування силових трансформаторів, недостатньо проробленим є
завдання оптимального вибору і розміщення вже спроектованих
трансформаторів в ЕТС. Одним з найважливіших етапів проектування ЕТС є
раціональний вибір числа, розміщення і потужності цехових
трансформаторних підстанцій (ТП). Тільки після завершення цього етапу
стає можливим детальне проектування розподільних мереж підприємства і
цехових мереж. У загальному випадку (нерівномірному розподілі
46

навантажень по площі) вибір перерахованих вище параметрів здійснюється
строго послідовно. Місце розташування ТП повинно вибиратися тільки після
встановлення їх числа; визначення їх потужності, близької до оптимальної,
можливе лише після їх розміщення на основі властивостей центру і
мультицентру навантажень, одночасно з відповідною оптимальною
розбивкою площі на ділянки живлення від окремих підстанцій.
Потужність трансформатора необхідно вибирати з таким
розрахунком, щоб його завантаження відповідало найбільш економічному
режиму, який в значній мірі залежить від вартості втрат електроенергії.
Найбільш природно визначати раціональну кількість підстанцій для цеху на
основі їх економічної середньої потужності Sек . Внаслідок наявності в
вартості кожної ТП постійної складової, збільшення їх числа викличе
зростання вартості ЕТС СЕТС , навіть при збереженні їх сумарної потужності.
Навпаки, сумарні витрати по мережах ВЕТС , що живиться від ТП, будуть при
цьому знижуватися внаслідок скорочення їх протяжності. Відповідно, при
деякому оптимальному числі і розміщенні підстанцій в залежності від
характеру розподілу навантажень по площі цеху, сумарні витрати ВЕТС по
підстанціях і цеховим мережам досягнуть свого найменшого значення.
Цьому буде відповідати деяка екстремальна середня потужність Sек однієї
підстанції.
В існуючій літературі величина економічної потужності ТП
виражається за допомогою кілька ідеалізованих і усереднених розрахунків у
функції від основного параметра - середньої густині навантаження ρ від всієї
площі електропостачання ділянки (наприклад, цехи). Цей параметр дає
оптимальні значення в разі рівномірно розподіленим навантаження.
В цьому випадку підстанції розташовуються симетрично і мають
однакову потужність Sт =Sек , а число їх визначається формулою

47

nт =Sц / Sек , (2. 4)

де Sц – сумарне навантаження цеху.
При нерівномірному розподілі навантажень по площі цеху економічно
оптимальні потужності підстанцій можуть виявитися різними [5]. Проте
економічне число підстанцій n т досить точно визначається по формулі (2.4),
де Sек визначається за середнім для цеху значенням ρ . Це пояснюється тим,
що при заданому числі підстанцій з відомою їх сумарною потужністю повні
наведені витрати по ним практично не залежать від розподілу по цій
потужності між іншими підстанціями, оскільки сумарна вартість всіх
підстанцій, а також вартість втрат електроенергії в трансформаторах
залишатиметься в межах точності всього розрахунку незмінною.
Також на прийняття значення ρ рівномірним впливає те, що
коефіцієнт кроку потужності трансформаторів приблизно дорівнює 1,6, тобто
має місце досить велика різниця між потужностями трансформаторів КТП,
щоб враховувати зазвичай відносно невелику різницю в зміні ρпо території
цеху.
Більш точним розрахунок вийде, якщо ввести в формулу усереднене
значення коефіцієнта завантаження kз цехових трансформаторів, обраного
на основі врахування перспективного розвитку, резервування живлення
сусідніх одиночних приймачів 1 категорії та інших факторів.
Зазвичай kз приймається рівним 0,7 [5,6]. При такому виборі в
аварійному режимі один трансформатор, що залишився в роботі, повинен
забезпечити нормальне електропостачання всіх споживачів I і II категорій
надійності, перевантажуючись при цьому не більше ніж на 40 %. Таке
перевантаження допустиме для трансформаторів в протягом 6 годин на добу
терміном не більше, ніж на 5 діб, якщо коефіцієнт початкового завантаження
не більше 0,93 [30, 31]. Це час вважається достатнім для усунення аварії,
ремонту або заміни пошкодженого елемента. У конкретному випадку слід
48

користуватися документацією на відповідний трансформатор. Однак при
цьому не враховується категорія ЕП по надійності електропостачання. Тому
при врахуванні kз отримаємо
S
S ц
т = (2.5)
0,7 ⋅nт

і співвідношення, яке випливає з нього

S
nт =
ц
. (2.6)
0,7 ⋅Sек

При врахуванні варіювання kз при різних категоріях ЕП по надійності
електропостачання формула (2.4) перетворюється в

S
nт =
ц
. (2.7)
Sек ⋅kз

Отриманий результат розрахунку округляється до найближчого
більшого числа.
Вибір певного числа підстанцій дозволяє розбити площу цеху на
дільниці, що живляться кожна від окремої підстанції. У першому наближенні
це можна зробити, виходячи з рівності навантажень всіх ділянок.
Існує безліч методик вибору цехових трансформаторів. У цьому
дослідженні розглянуто і поглиблена методика, що наведена в [30].
За кількістю встановлених трансформаторів підстанції діляться на
одно-, дво-, трьохтрансформаторні і більш. Однотрансформаторні підстанції
застосовують для живлення ЕП ІІІ категорії по надійності, а також частини
ЕП ІІ категорії, що допускають перерву живлення на час заміни
трансформатора. Як правило, для ЕП І і ІІ категорії по надійності
49

електропостачання, що вимагають резервування живлення, встановлюються
ТП з двома трансформаторами. ТП з трьома і більше трансформаторами
можуть бути прийняті як виняток.
В основному число і потужність трансформаторів на ТП залежить від
величини електричного навантаження і графіка її зміни, при врахуванні
компенсації реактивної потужності, густині навантаження і категорії
надійності ЕП. В [5] рекомендуються наступні ступені завантаження
трансформаторів на ТП:
• при питомій густині навантаження до 0,2 кВА/м2 – 1000,
1600 кВА;
• при питомій густині навантаження 0,2–0,5 кВА/м2 – 1600 кВА;
• при питомій густині навантаження більше 0,5 кВА/м2 – 2500,
1600 кВА, (питома густина навантаження визначається за формулою

S
σ = max
S , кВА/м2 , (2.8)
Fцех

де Smax – максимальне навантаження цеху, кВА;
F 2
цех – площа цеху, м .
При організації вибору типу трансформаторів для користувача бази
даних, БД заповнена номінальними параметрами трансформаторів, що
випускаються (їх типу, номінальними потужностям і напругами, величинами
втрат в режимі короткого замикання і холостого ходу). При цьому базу
можна доповнювати і коригувати при вдосконаленні наявних типовиконань,
а також при появі на ринку нових силових трансформаторів.
З огляду на розглянуте вище був розроблений алгоритм вибору числа
і потужності трансформаторів цехових КТП (рис. 2.1).
50

Рис. 2.1. Блок-схема вибору трансформаторів
51

2.2.4 Визначення місця положення джерел енергії
Виходячи з даних про розрахункові навантаженнях ЕП, число і
потужності первинних і вторинних джерел енергії, здійснюється процедура
визначення їх місця розташування. При одному джерелі його розміщують,
при наявності можливості, в центрі електричних навантажень (ЦЕН). При
відносно рівномірному розподілі навантажень, ЦЕН визначається за
правилами знаходження центру ваги плоского тіла. Координати ЦЕН
визначаються за формулами, наведеними, наприклад, в [30, 31]. При цьому
приведені витрати по цехової мережі будуть найменшими, а також
наближено мінімізуються витрати провідникових матеріалів. При числі
джерел більш одного, а також при проектуванні джерел з різними
ієрархічними рівнями, можливе ділення площі, на якій розташована ЕТС, на
окремі зони, ЕП кожної з яких живляться від свого джерела [5, 6].
Підстанції розглядаються як споживачі для первинних джерел енергії.
Завдяки такій декомпозиції, вибір місця розташування джерел енергії досить
просто алгоритмізується , проте в подальшому, після структурного синтезу
ЕТС, потрібно провести оптимізацію місця розташування джерел, згідно з
принципами [5].
Кожному варіанту розподілу відповідають по кожній зоні: певна
потужність підстанції (генераторів первинного джерела), оптимально
розміщеної в ЦЕН цієї зони, і деяка величина приведених витрат по мережі.
Для різних варіантів розподілу через незмінність числа і сумарної потужності
підстанцій, будуть відрізнятися лише сумарні наведені витрати по цеховим
мережам всіх зон. Ці витрати досягають найменшого значення для деякого
розбиття (і близьких до нього), яке називається Z-розбиттям. Сукупність
центрів навантаження всіх зон Z-розбиття називається мультицентр. Окремі
центри оптимального розбиття називаються пунктами мультицентра.

52

Геометрична характеристика кожного мультицентру розпадається на
дві:
1. Кожен його пункт повинен бути центром навантаження своєї зони;
2. Спільний кордон між двома зонами повинна бути геометричним
місцем точок, відстані яких від центрів цих зон однаково.
При цьому відстань вважається по довжині траси мережі, тобто по
ламаній, сторони якої складаються з відрізків, паралельних одній з осей
будівлі цеху. Тому Z-розбиття також представляють собою зазвичай ламані.
Слід зазначити, що при розбитті площі ЕТС на ділянки і при його
коригуванні слід враховувати найвигідніше співвідношення сторін ділянки
навантажень однієї станції / підстанції. Z-розбиття здійснюються
проектувальником, а розрахунки по визначенню пунктів і самого
мультицентру - ЕОМ. В подальшому в цих точках встановлюються первинні
і вторинні джерела енергії.
На практиці вибір місця розташування джерел обмежується
місцевими умовами. Тоді запропоновані ЕОМ місця установки уточнюються
проектувальником якомога ближче до мультицентра. Разом з тим потрібно
дотримуватися зазначеної вище другої геометричної характеристики
мультицентра, що реалізує принцип живлення кожного електроприймача від
найближчої до нього джерела. У цьому проектувальнику надає допомогу
програмне забезпечення. Якщо зміщення підстанцій від мультицентру досить
великі, може виникнути потреба в регулюванні меж ділянок та потужностей
джерел. З огляду на те, що мультицентр і Z-розбиття визначаються в кілька
етапів, відповідно коригуються і потужності джерел. При цьому в алгоритм
закладена можливість зниження сумарної потужності, а, отже, і вартості
генераторів і трансформаторів шляхом зміни площ і навантажень окремих
ділянок.
Якщо стандартні потужності трансформаторів вимушено вибиралися з
завищенням необхідних їх значень, то для підстанцій необхідно перевірити
доцільність перекидання частини розподільних шаф, найближчих до меж
53

ділянок, на живлення від сусідніх підстанцій. Може виявитися, що в цьому
випадку зниження сумарної потужності трансформаторів підстанцій знизить
капітальні витрати, незважаючи на деяке подорожчання мережі. Для
наочного зображення навантажень на плані території наноситься картограма
навантажень. Картограма представляє собою розташовані на генплані
підприємства площі, обмежені колами, які в певному масштабі відповідають
розрахунковим навантаженням споживачів (цехів). Це також допомагає
проектувальнику в виборі місця розташування живильних підстанцій.
Однією з умов розрахунків, що застосовуються в стандартному
визначенні ЦЕН, є незмінність електричних навантажень споживача
протягом доби. Однак в реальних об'єктах графіки електричних навантажень
досить сильно змінюються як протягом доби, так і тижня, місяця і року. У
цьому випадку пропонується використовувати методику визначення ЦЕН,
запропоновану у вигляді алгоритму на рис. 2.2.

2.2.5 Вибір схем електричних з'єднань підстанцій
Підстанції є одними з найбільш складних елементів ЕТС, що
найбільш часто зустрічаються, які вимагають при проектуванні та
спорудженні значних трудовитрат. У загальному випадку вибір схеми
електричних з'єднань підстанції впливає на вибір стратегії розвитку ЕТС.
Останнім часом рекомендовані до застосування схеми істотно змінилися.
Основні тенденції, наведені в [33, 30] наступні:
• скорочено кількість типових схем;
• практично виключена область застосування схем з віддільниками
і короткозамикачами, експлуатація яких показала їх низьку надійність;
• з числа типових схем зі збірними шинами і одним вимикачем на
приєднання виключені схеми з суміщенням обхідного і секційного
вимикачів.

54

Рис. 2.2. Блок-схема побудови картограм електричних навантажень і
визначення ЦЕН
55

Ці та ряд інших змін дозволяють алгоритмізувати вибір схем для
розподільних пристроїв підстанцій - джерел живлення в залежності від їх
типу (призначення в енергосистемі), числа встановлених на них
трансформаторів і підключених до них ЛЕП [30, 31]. Варіанти таких
алгоритмів для напруг 35 і 110 кВ запропоновані на рис. 2.3 і 2.4.
Алгоритм вибору схем дозволяє користувачеві виконати синтез
принципової електричної схеми розподільного пристрою підстанції залежно
від напруги і типу підстанції, числа, потужності і особливостей роботи її
трансформаторів і приєднань. Алгоритм вибору схем (рис. 2.3) забезпечує
можливість перебирати варіанти побудови розподільних пристроїв 6-220 кВ,
що дозволяє підвищити швидкість і економічність проектування
електротехнічних систем.
Вибір схем розподільних пристроїв підстанцій сильно впливає на їх
компонування, проектування якої, з урахуванням типізації схем підстанцій,
можна також автоматизувати [30, 31].

56

Рис.2.3. Алгоритм вибору схем для РУ 35 кВ:
35-3Н – «Блок (лінія – трансформатор) з вимикачем»;
35-4Н – «Два блоки з вимикачем і неавтоматичною перемичкою з боку ліній»;
35-4АН – «Два блоки з вимикачем і автоматичної перемичкою з боку ліній»;
35-5Н – «Місток з вимикачем в колі ліній»;
35-5АН – «Місток з вимикачами в ланцюзі трансформаторів»;
35-9 – «Одна робоча, секціонована вимикачем система шин»
57

Рис. 2.4. Алгоритм вибору схем для РУ 110 кВ:
110-3Н – «Блок (лінія – трансформатор) з вимикачем»;
110-4Н – «Два блоки з вимикачем і неавтоматичною перемичкою з боку ліній»;
110-5Н – «Місток з вимикачами в колах ліній і ремонтною перемичкою з боку ліній»;
110-5АН – «Місток з вимикачем в колі трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку ліній»;
110-6 – «Захід-вихід»; 110-7 – «Чотирикутник»;
110-12 – «Одна робоча, секціонована вимикачем і обхідна система шин»;
110-13 – «Дві робочі і обхідна система шин»;
110-14 – «Дві робочі, секціоновані вимикачами і обхідна система шин з двома обхідними і двома
шинними секційними вимикачами» [30, 31].

58

2.3 Деталізація електричних мереж

Як вже зазначалося, електричні мережі, що входять до складу ЕТС
можна розділити на дві частини: живильні і розподільні.
Живильні мережі передають електричну енергію від первинних
джерел до вторинних (знижувальних підстанцій). Розподільні мережі
передають енергію далі до споживачів і ЕП, при необхідності через ТП,
розподільні пункти (РП) і розподільні шафи (РШ).

2.3.1 Алгоритм вибору провідників живильних мереж
Вибір способу каналізації електроенергії залежить від [30, 31]:
• величини електричних навантажень і їх розміщення на
підприємстві;
• щільності забудови і конфігурації електричних комунікацій;
• параметрів і місць розташування джерела живлення.
При високій питомій густині навантаження з великим числом годин
використання максимального навантаження, а також доцільності
застосування магістральних схем розподілу електроенергії, найкращим є
використання струмопроводів, що економить кольорові метали, збільшує
надійність, зручність експлуатації, при цьому у них велика допустима
перевантажувальна здатність в післяаварійних режимах.
Однак можливі варіанти каналізації електроенергії і по ПЛ або КЛ. Ці
варіанти виникають у випадках, коли сумарне навантаження споживачів
електроенергії відносно невелике. Різної площі перерізу провідників ЛЕП
відповідає різна витрата провідникового матеріалу.
Отже, при зміні площі перерізу провідників будуть змінюватися
капітальні витрати в лінію. З іншого боку, від площі перерізу провідника
залежить його діаметр і його активний опір, які, в свою чергу, впливають
відповідно на втрати холостого ходу і навантажувальні втрати електроенергії
і, як наслідок, на вартість цих втрат. Причому ці зазначені два чинника
59

виступають як конкуруючі. Дійсно, наприклад, при збільшенні площі
перерізу провідників капітальні витрати на них будуть зростати, а вартість
втрат електроенергії в них - зменшуватися.
Таким чином, проблема вибору площі перерізу провідників по суті
пов'язана з визначенням оптимального співвідношення між капітальними
витратами на спорудження лінії і витратами, пов'язаними з втратами енергії в
ній, що в підсумку призводить до витрат на ЕТС як основного критерію
оптимізації.
Один з традиційних підходів при вирішенні даного завдання
ґрунтується на введенні поняття економічної густині струму jек (переріз,
який буде відповідати мінімуму приведених витрат), рекомендовані значення
якої розраховані аж в 1957 році і наводяться, наприклад, в [28]. Вибір
економічно доцільного перерізу Fек провідників по jек проводиться
відповідно до формули
Iроз
Fек = , (2.9)
jек

де Iроз – розрахунковий струм лінії в нормальному режимі.
Переріз, отриманий в результаті зазначеного розрахунку, округляється
до найближчого стандартного перерізу.
Якщо економічно доцільний переріз перевищить верхню межу
діапазону перерізів, що застосовуються для даного класу напруги, то або
підвищується номінальна напруга мережі, або збільшується число лінії понад
рівня, необхідного по надійності. Обидва цих кроків вимагають техніко-
економічного обґрунтування і доцільним може виявитися вибір лінії з
перерізом менше економічного (на рівні верхньої межі діапазону перерізів,
що застосовується для даного класу напруги).

60

Поруч авторів використання значення економічної густини струму
при виборі перерізів провідників, наведеного в ПУЕ, було піддано критиці,
як уніфіковане для всієї території колишнього СРСР, а тепер перенесене і для
використання у пострадянські країни.
Також слід враховувати розвиток кабельно-провідникової
промисловості та появи нових типів провідників (самоутримних ізольованих
проводів, кабелів з ізоляцією із зшитого поліетилену та ін.). Тому для
проектування оптимальних параметрів ЕТС потрібно враховувати значення
jек з урахуванням територіального розміщення системи і типу провідників.
Однак повністю виключити з процесу проектування вибір за умовою
jек представляється недоцільним, зважаючи на зручності отримання
початкового значення перерізу провідника, яке згодом піддається перевірці
по іншим експлуатаційних умов. З урахуванням викладеного рекомендується
використовувати значення jек не з [28], а з інших спеціалізованих джерел.
Також засоби проектування повинні давати можливість коригування
та доповнення баз даних з метою врахування місцевих умов при
проектуванні ЕТС.
Визначимо обмеження при проектуванні електричних мереж.
Всі провідники ЛЕП повинні вибиратися за умовою нагріву. Це
пов'язано з тим, що для провідників встановлюються тривало допустимі
температури, у разі перевищення яких він може втратити свої механічні
властивості. Струм, перебіг якого протягом тривалого часу призводить до
нагрівання проводу до гранично допустимої температури, зветься тривало
припустимим ( Ідоп ).
Допустимі струми для провідників ЛЕП наводяться в довідковій
літературі (наприклад, при розрахунковій температурі навколишнього
середовища для провідників, що прокладаються в повітрі – 25 ⁰С, а в землі
або у воді – 15 ⁰С). Якщо фактична температура відрізняється від
61

розрахункової, то вводиться поправочний коефіцієнт k t , а допустимий струм
визначається за формулою

Іt доп = Ідоп ⋅k t . (2.10)

Для КЛ крім температурного коефіцієнта навколишнього середовища
застосовують також поправочні коефіцієнти, що враховують [30, 31]:
• прокладку декількох поруч розташованих кабелів;
• фактичний тепловий опір ґрунту;
• попереднє завантаження КЛ в нормальному режимі і
перевантаження в післяаварійному режимі.
Процес вибору коефіцієнтів також можна автоматизувати шляхом
введення в програмному забезпеченні опитування проектувальника на умови
прокладки.
При виборі провідників за умовою нагріву слід застосовувати таку
найменшу площу перерізу, при якій найбільший робочий струм Іроз.max не
більше допустимого [30, 31]
Іроз.max ≤ Ідоп . (2.11)

Вибір перерізу по нагріванню для окремих елементів ЕТС здійснюють
по розрахунковому струму. За розрахункові струми споживачів приймається
їх номінальні значення і в загальному випадку визначаються за формулою

S
І ном
роз.max = Іном = , (2.12)
3 ⋅Uном

де Sном – номінальна потужність ЕП;
Uном – номінальна напруга.
62

При виборі слід врахувати можливість існування варіантів з
декількома паралельно прокладеними провідниками. Вони дають не тільки
можливість збільшення пропускної здатності лінії, а й більшу надійності, як в
нормальному, так і в післяаварійний режимах.
Вибір провідників повинен відбуватися не тільки із умов
нормального, але і післяаварійного режимів. Для паралельно працюючих
ліній, що живлять ТП, РП або РШ, як розрахунковий струму приймають
струм післяаварійного режиму, коли одна живляча лінія вийшла з ладу.
Вибрані перерізи провідників необхідно в обов'язковому порядку
перевірити на допустиме падіння напруги [30, 31].
Оскільки відхилення напруги у ЕП при заданій напрузі в центрі
живлення безпосередньо пов'язані з втратою напруги в мережі, то остання
може бути прийнята в якості вихідного параметра. Допустимі втрати напруги
∆Uдоп рівні 10 % у всіх режимах.
Завдання полягає у виборі площі перерізу провідників на ділянках
мережі, при яких фактична найбільша втрата напруги від джерела живлення
до найбільш віддаленого вузла мережі була не більша допустимої

∆Uнб ≤∆Uдоп . (2.13)

Втрати напруги (у відсотках) можна провести за формулою

3 ⋅100%
∆U 
нб.і = ⋅∑ Іроз.і (Ri ⋅cosϕi +Xi ⋅ 1− cosϕ2
i ) , (2.14)
U  
ном  

де Іроз.і – розрахунковий струм, що протікає по i-й ділянці;
R i і X i – відповідно активний і реактивний опори i-ої ділянки мережі
(обирається автоматично ЕОМ з БД провідників, отриманих за підсумками
попередніх розрахунків);
cosϕi – коефіцієнт потужності.
63

При невиконанні умови даної перевірки потрібно підвищити переріз
проводів або число ліній, що можливо реалізувати в автоматичному або
діалоговому режимах.
Кабельні лінії, ізольовані проводи та струмопроводи також
підлягають перевірці на термічну стійкість при протіканні по ним струмів
короткого замикання [30, 31]. Провідник повинен задовольняти умові

F≥ Fmin т.с. , (2.15)

де Fmin т.с. – найменша допустима площа перерізу за умовою термічної
стійкості, яка визначається за формулою

В
F = К
min т.с. , (2.16)
С

де ВК – тепловий імпульс струму короткого замикання (інтеграл Джоуля);
С – термічний коефіцієнт, що залежить від матеріалу жили і типу ізоляції
(береться з БД для конкретних типів провідників).
Тепловий імпульс короткого замикання можна визначити за
формулою
ВК = І2
п0 ⋅ ( tвідкл +Ta ) , (2.17)

де Іп0 – діюче значення періодичної складової початкового струму короткого
замикання;
tвідкл – час відключення короткого замикання;
Ta – постійна часу загасання аперіодичної складової струму короткого
замикання.
Якщо умова не виконується, то це означає, що при короткому
замиканні провідник нагрівається вище допустимого рівня. В цьому випадку
необхідно збільшити переріз.
64

Провідники повинні бути перевірені за умовами утворення корони.
При цьому найбільша напруженість поля у поверхні будь-якого з
провідників, що визначена при середньої експлуатаційної напрузі, повинна
бути не більше 0,9 початкової напруженості електричного поля, що
відповідає появі загальної корони [30, 31].
Значення напруженості електричного поля біля поверхні проводу
залежить від діаметра провідника і напруги, що підводиться до провідника.
Отже, різним номінальним напругам будуть відповідати певні
мінімальні перерізи провідників, при яких корона з'являтися не буде [30, 31]:
• 35 мм2 , при Uном = 35 кВ;
• 70 мм2 , при Uном = 110 кВ;
• 120 мм2 , при Uном = 150 кВ;
• 240 мм2 , при Uном = 220 кВ.
Відповідно умовою перевірки на відсутність корони буде умова

F ≥ Fmin кор , (2.18)

де Fmin кор – найменша допустима площа перерізу за умовами корони.
Також при виборі провідників слід провести перевірку за умовами
мінімізації радіоперешкод від корони (не перевищення їх значення
допустимого рівня згідно [28].
З урахуванням механічних властивостей провідників їх площі
перерізу повинні задовольняти умові

F ≥ Fmin мех , (2.19)

де Fmin мех – найменша площа перерізу за умовою механічної міцності.
Відповідно до [28] на ЛЕП до 1 кВ алюмінієві проводи можуть
застосовуватися з площею перерізу не менше 16 мм2 , а сталеалюмініеві – не
65

менше 10 мм2 . На ЛЕП більше 1 кВ найменші площі перерізу встановлені в
залежності від товщини стінок ожеледиці. На переходах лінії через
судноплавні ріки, в прольотах перерізу з інженерними спорудами Fmin мех
збільшені.
Загальний алгоритм вибору провідників живильних електричних
мереж представлений на рис. 2.5.
Численні різноманітні місцеві фактори практично однозначно
визначають вибір провідників для мережі, при цьому істотно впливаючи на її
конфігурацію і схему. Проте, зазвичай залишається значна свобода вибору
проектних рішень, яка повинна бути використана для досягнення більш
сприятливих техніко-економічних показників ЕТС (оптимізації). Сумарні
капіталовкладення і витрати матеріалів в розподільних мережах низької
напруги навіть без урахування ТП досягають тієї ж величини, що і в мережах
6 - 10 кВ. Але теорії і проектування оптимальних схем і конфігурацій мереж
низької напруги приділяється значно менша увага [30, 31]. В основному це
пояснюється тим, що сам процес проектування ЕТС не є ще повністю
автоматизованим. При існуючих методиках проектування досягнення
теоретично обґрунтованих раціональних проектних рішень зустрічає значні
оперативні труднощі. У світлі викладеного в даний час назріла необхідність
впровадження автоматизації процесів проектування розподільних мереж
низької напруги підприємств.
При виникаючих нових умовах і методах проектування пошук
теоретичних, по можливості однозначних проектних рішень стає
обов'язковим. Зокрема, цим визначаються обмеження в числі намічених
варіантів, в число яких може і не потрапити шуканий оптимальний варіант.
66

Рис. 2.5. Функціональна схема алгоритму вибору провідників

67

Слід зазначити, що місцеві умови та обмеження ускладнюють
прийняття вигідних теоретичних рішень [30, 31]. Однак при застосуванні
алгоритмічних засобів проектування ці умови, що закладені в систему при її
створенні, лише трохи ускладнюють процес первинного опитування
проектувальника, а потім враховуються системою автоматично. При цьому
проектувальник може контролювати варіанти, що видаються програмним
забезпеченням і надалі коригувати їх, якщо вони не відповідають
неврахованих обмеженням, якщо оптимальний варіант неможливий.

2.3.2 Алгоритми синтезу систем розподілу електроенергії
Об'єктами проектування ЕТС на даному етапі є РП і РШ, а також
захисна і пускорегулююча апаратура, що входить до їх складу. У елементний
склад РП і РШ входять збірні шини, захисно-комутаційна апаратура та
контрольно-вимірювальні прилади. Збірні шини можуть секціонуватися на
конструктивно не пов'язані частини (секції) в залежності від категорії
питомих споживачів. Кожна шина (секція) отримує живлення за основним та
резервним вводами залежно від необхідної кратності резервування заданого
вимогами [28] і від прийнятої структури мережі [30, 31]. Таким чином,
процес деталізації електричних мереж при розробці принципових схем РП і
РШ зводиться до наступних процедур [30, 31]:
• уточнення кількості і елементного складу РП і РШ;
• побудова розподільних електричних мереж з урахуванням
категорій споживачів і дублювання вводів окремих споживачів;
• вибір захисно-комутаційної апаратури.
На даному етапі проводиться перелік дій, наведених в алгоритмі,
представленому на рис. 2.6.
Правильний вибір числа, розміщення і ділянок навантажень окремих
цехових підстанцій в значній мірі визначає раціональну схему
електропостачання цеху на вторинної напрузі ТП. Проте, проектні рішення
по самій мережі також можуть і повинні забезпечувати певний техніко-
68

економічний ефект. Тому після завершення деталізації ТП зазвичай потрібно
оптимізувати цехову розподільну мережу. Дана оптимізація не входить в
деталізацію саме ТП, однак багато в чому залежить від неї і проводиться за
схожим принципам. При живленні електроприймачів від РШ не радіально, а
попарно магістралями, можна наближено вважати два приймача за один.

Рис. 2.6. Блок-схема алгоритму вибору електричної схеми
розподільчої мережі

69

За допомогою відомих потужностей електроприймачів та баз даних на
РШ визначається число електроприймачів nо.e на один РШ, а потім і
загальне їх число nш . При цьому враховуються розташування
електроприймачів, їх зв'язки у технологічному процесу та інші місцеві умови.
В цілому це процес може вестися як вручну проектувальником, так, і
автоматизовано. При автоматизованому виборі числа РШ слід виключати
відносно великі ділянки цеху, на яких немає електроприймачів, а для решти
визначати nш (або nо.e ). Після визначення числа РШ електроприймачі, що
живляться від однієї підстанції, розбиваються з урахуванням їх
технологічних зв'язків і взаємної близькості розміщення на число груп,
приблизно однакових за кількістю електроприймачів (і сумарним
навантаженням). Далі визначаються розрахункові навантаження по кожному
РШ. Потім вибираються місця установки РШ, причому враховується
доцільність деякого зміщення РШ щодо центрів їх навантажень в сторону
підстанції для вирівнювання і скорочення траси магістральних ліній, що
живлять кілька РШ. Після завершення вибору числа РШ проводиться вибір їх
ввідної захисної і комутаційної апаратури і живлячих ліній, згідно з
алгоритмом, наведеним на рис. 2.6. При цьому необхідно враховувати
принципи об'єднання РШ в групи, що живляться загальної магістраллю, на
основі положення про зниження протяжності мережі [30, 31].
Категорії ЕП і кількість необхідних для них вводів визначається на
етапі деталізації споживачів [30, 31]. Тому процедури уточнення і побудови
розподільних мереж досить легко реалізуються перебором невеликого числа
можливих варіантів для послідовних і паралельних фрагментів мереж:
фідерна група, РШ, РП. Ці процедури реалізуються в режимі діалогу
«проектувальник-машина» з використанням необхідних БД. Однак при
виборі захисно-комутаційної апаратури потрібні спеціальні розрахункові
методи, які викладаються нижче.
70

2.3.3 Алгоритм вибору комутаційної і захисної апаратури
розподільних мереж
У якості комутаційних апаратів розподільних мереж, як правило,
використовуються контактори і магнітні пускачі, що серійно випускаються. З
цієї номенклатури вибір комутаційного апарату здійснюється за рівнем
напруги, що комутує струм, і ресурсом роботи. При цьому повинні
враховуватися бази даних попередніх розробок, а також вимоги і
рекомендація (наприклад по вибухо-і пожежонебезпеки приміщень та ін.).
Вимоги та рекомендації щодо вибору комутаційної апаратури, наприклад
рекомендація про комутації кожного паралельно включеного навантаження
окремої контактною групи, істотно полегшують отримання однозначних
рішень і легко реалізуються в режимі діалогу шляхом перегляду відповідної
інформації з БД (рис. 2.7). У якості захисної апаратури в РШ зазвичай
використовують запобіжники з плавкими вставками, автоматичні повітряні
вимикачі. Такий захист реагує на рівень струму і відключає пошкоджену
ділянку мережі з певною витримкою часу. Вибір струмового захисту
спирається на ампер-секундну характеристику захисної апаратури (рис. 2.8).
Вибір захисної апаратури здійснюється з урахуванням характеристик роботи
споживачів, характеристик провідників і ряду інших чинників. При її виборі
враховуються такі обмеження [30, 31]:
• надійність спрацьовування;
• захист повинен селективно відключати ділянки з короткими
замиканнями або неприпустимими перевантаженнями за струмом і не
викликати помилкових відключень;
• чутливість захисту повинна забезпечувати спрацьовування при
найменших значеннях струмів КЗ і неприпустимих перевантаженнях;
• захист повинен мати достатню стійкість до термічних і
електродинамічних впливів на апарати.
71

Рис.2.7. Блок-схема вибору комутаційних апаратів
72

Рис. 2.8. Типові ампер-секундні характеристики максимальних захистів:
а) залежна (запобіжник, теплове реле, автоматичний вимикач з розчіплювачем );
б) залежна з відсіченням по струму (автоматичний вимикач з тепловим і
електромагнітним розчіплювачами)

Для фідерів ЕП зі стабільним характером навантаження
(освітлювальні та нагрівальні пристрої тощо) номінальний струм апарату
захисту ( Іном.а ) повинен задовольняти умові

0,9 ⋅ Іном.а ≥ Іном.еп , (2.20)

де Іном.еп – номінальний струм електроприймача (споживача).
Для захисту ЕП, включення яких супроводжується перехідними
процесами (електричні машини, електромагніти і т.п.), має задовольнятися
більш складній умові:
Іном.а ≥ Іном.еп , (2.21)

tс.з. ≥ tп.п. , (2.22)

де tс.з. – час спрацьовування апарату захисту, який визначається по ампер-
секундної характеристиці для середньоквадратичного значення струму
перехідного процесу;
tп.п. – час перехідного процесу.
73

Після вибору апарату захисту за номінальним струмом проводиться
перевірка на відповідність ампер-секундних характеристик апарату
перевантажним характеристикам проводів в допустимому діапазоні зміни
температур навколишнього середовища [30, 31]. Провід повинен бути
захищений від струмових перевантажень у всьому діапазоні.
Селективність захисту забезпечується послідовним з'єднанням
декількох апаратів захисту з підбором їх ампер-секундних характеристик.
При цьому, чим ближче апарат захисту до джерела, тим більше його
час спрацьовування.
Чутливість апаратів захисту перевіряється за формулою

І
КЗ ≥ 2,5 , (2.23)
Іном.а

де ІКЗ – діюче значення струму короткого замикання.
Комутаційна здатність апарату характеризується допустимим струмом
відключення
Івідкл.ном ≥ ІКЗ , (2.24)

де Івідкл.ном – номінальний струм відключення апарату.
Термічна стійкість апаратів перевіряється за формулою

І2
терм ⋅ tт ≥ Вк , (2.25)

де Ітерм – граничний струм термічної стійкості, який даний комутаційний
апарат витримає без пошкодження протягом часу термічної стійкості t т ;
Вк – розрахунковий тепловий імпульс струму КЗ.

74

Електродинамічна стійкість апаратів перевіряється за формулою

ідин ≥ іуд , (2.26)

де іуд – ударне значення струму короткого замикання;
ідин – струм електродинамічної стійкості апарату.
Використовуючи наведені умови, для побудови захисту на базі
апаратів теплової дії, створено відповідний розрахунковий алгоритм, що
дозволяє здійснювати вибір апаратів захисту (рис.2.9).
При цьому для захисту споживачів зі стабільним навантаженням
вибираються малоінерційні апарати захисту типу запобіжників із плавкими
вставками. Щоб виключити спрацьовування запобіжників в момент
включення навантаження, зазвичай задаються дворазовим запасом ампер-
секундної характеристики по відношенню до пускової характеристиці, що
забезпечується за умови неприпустимості перевищення пускового струму
над Іном.а більш, ніж в 10 разів [30, 31].
Тим самим виключається експлуатаційне старіння запобіжника і зміна
його ампер-секундних характеристик, що призводять до помилкового
спрацьовування. Для захисту споживачів зі змінним навантаженням
вибираються інерційні автоматичні вимикачі за умовами, які використовують
ампер-секундні характеристики автоматичних вимикачів і перехідні
характеристики споживачів. Після вибору апарату захисту і перевірки його
властивостей переходять до побудови системи струмового захисту в окремих
ділянках мережі. При цьому слід враховувати додаткові обмеження, що
випливають з умов надійності [30, 31].

75

Рис. 2.9. Блок-схема алгоритму вибору захисних апаратів

76

Наприклад, до одного апарату захисту може підключатися тільки один
споживач першої або другої категорії, або група споживачів, що входять в
одну функціональну систему, або не більше трьох споживачів третьої
категорії. Силові кола споживачів і ланцюги управління ними повинні мати
роздільні апарати захисту. Дублюючі один одного провідники і кола повинні
мати роздільні апарати захисту. Процедури вибору апаратів і побудови схем
захисту реалізуються в режимах автоматичного розрахунку і діалогу.

Висновки до розділу 2

У цьому розділі здійснено рішення задач синтезу структури і складу
ЕТС за допомогою розробленої методики. Запропонований принцип
декомпозиції повнорозмірних універсальних математичних моделей ЕТС з
РГ, дозволив спростити алгоритмізацію.
Використовуючи алгоритмічне забезпечення для розрахунків ЕТС,
проектувальник отримує не тільки звіти з технічними даними, а й
інформацію про ціну обладнання та можливості його закупівлі в заявлених
постачальників. Для цього необхідно постійно оновлювати базу даних
інформацією про нове обладнання, його ціни і можливих постачальників.
Кращий варіант такої реалізації - розробка Інтернет-підтримки проектування.
Оновлена БД може зберігатися на сервері, а програмне забезпечення буде
періодично оновлювати свою БД через мережу. Інший перспективною
технологією може стати впровадження об'єктів графічних середовищ за
рахунок технологій по системі клієнт-сервер. Це дозволить застосовувати
креслення, спроектовані, наприклад, в AutoCAD, і видавати таблиці і
принципові схеми в готовому вигляді для роздруківки.
Таким чином, була отримана алгоритмічна реалізація методики
оптимізації структури та складу ЕТС з РГ.

77

РОЗДІЛ 3
ВЗАЄМОДІЯ МІЖ ДЖЕРЕЛАМИ РОЗПОДІЛЕНОЇ ГЕНЕРАЦІЇ ТА
ЕНЕРГОСИСТЕМИ: ОСНОВНІ АСПЕКТИ УПРАВЛІННЯ ТА
СТІЙКОСТІ

3.1 Режими роботи електротехнічної системи з розподіленою
генерацією та їх моделювання

Технічні, політичні та екологічні фактори останнім часом
стимулюють швидке зростання числа установок РГ в світі. При цьому
загальна встановлена потужність РГ в Україні залишається невеликою, і її
вплив на роботу енергосистеми залишається незначною. Однак, у міру того
як встановлена потужність РГ збільшується, вплив, який вона чинить на
мережу, буде посилюватися. Характеристика і кількісна оцінка цього впливу
є досить складною науково-технічною задачею, оскільки повинні бути
проаналізовані одночасно аспекти функціонування системи контролю
напруги, координації релейного захисту, втрат і якості електроенергії,
надійності і багато інших. Деякі з цих аспектів також нерозривно пов'язані з
процесами стійкості системи і, отже, вони повинні бути розглянуті в
дослідженнях загальної надійності роботи енергосистем.
Одним з найбільш істотних факторів, що впливають на взаємодію між
РГ і системою є вид технології, що використовується в РГ, а також режим
управління і експлуатації РГ [22, 23, 27, 36 - 40].
Щоб провести якісну оцінку впливу РГ на розподільну мережу,
розглянемо приклад, в якому аналізуються такі аспекти роботи
енергосистеми, як контроль напруги, втрати потужності, якість
електроенергії.

78

Мережа складається з шести вузлів – шин (B1, ,B6 ), з
навантаженням, підключений до кожній шині ( LD1, ,LD6 ) і трьох
розподілених генераторів ( DG1, ,DG6 ) підключених до шин B2,B3,B6
(рис. 3.1).
В енергосистемі при порівнянні потужності генераторів з потужністю
навантаження можливі наступні випадки:
Випадок 1: навантаження кожного вузла завжди більше або дорівнює
потужності розподіленого генератора на кожному вузлу, тобто

LDi ≥ DGi∀i . (3.1)

Такий варіант характерний для систем РГ, що містять фотоелектричні
елементи, двигуни Стірлінга, парові мікротурбіни або невеликі вітрові
турбіни.

Рис. 3.1. Електрична мережа з розподіленою генерацією

79

Випадок 2: Потужність РГ генератора хоча б в одному вузлу більше
навантаження на тому ж елементі мережі, однак сумарна потужність РГ в
розподільній мережі буде менше, ніж сума всіх навантажень в системі, тобто

 n n 
i N :(LDi DGi) ∑LDk ≥∑DGk  , (3.2)
 
 k=1 k=1 

6
де N ={k} .
k=1
Цей випадок може виникнути, якщо один з генераторів РГ отримує
енергію від вітру або біопалива.
Випадок 3: розподілена генерація як мінімум в одному вузлі більше
навантаження в цьому ж вузол, і сума всіх генераторів ДГ в розподільній
мережі більше, ніж сума всіх навантажень в системі, тобто

n n
∑LDk ∑DGk . (3.3)
k=1 k=1

Цей випадок навантаження може виникнути при підключенні
потужного вітрогенератора до кінця розподільної мережі, в той час як центри
навантаження зазвичай не розташовані в районах з високими швидкостями
вітру. В цьому випадку вихідна потужність вітропарку часто може
перевершувати споживану потужність.
Слід зазначити, що навантаження в розподільній мережі можуть
змінюватися з плином часу [40]. Це, наприклад, дуже характерно, якщо в
розподільній мережі вітроелектростанції несуть більшу частину часу значний
обсяг навантаження (випадок 2). Однак два інших варіанти також вірогідні,
наприклад, випадок навантаження 1 при невеликій швидкості вітру і
навантаження 3 в період з дуже високими швидкостями вітру і низькими
навантаженнях споживачів (наприклад, вночі).
80

3.2 Вплив розподіленої генерацією на втрати і якість електричної
енергії

Щоб пояснити вплив РГ на роботу мережі з урахуванням різних
відносин Х/R, використовується найпростіша модель енергосистеми з
джерелами E і SDG , однією лінією електропередачі і навантаженням SLD
(рис. 3.2).
У моделі, представленої на рис. 3.2, Е являє собою джерело напруги, а
U є кінцевою напругою у споживача. Якщо ми припустимо, що напруга у
споживача, а також струм навантаження відомі, то отримаємо рівняння, що
встановлюють зв'язок між потужністю РГ і втратами в лінії.

Рис. 3.2. Спрощена модель електричної системи з РГ

Припустимо що джерело розподіленої генерації не підключено

S *
loss = (E −U) ⋅ I = (E −U) ⋅ (ILD,a − jILD,r ) , (3.4)

де ILD,a і ILD,r – позначають активну і реактивну складові струму
навантаження.
81

Тепер припустимо, що підключений РГ виробляє тільки активну
потужність (cosφ = 1) і також припустимо для простоти, що напруга на
приймальному кінці підтримується постійною. Тоді неважко побачити, що
втрати потужності

DG
Sloss = (E −U) ⋅ (ILD,a − IDG − jILD,r ) . (3.5)

Таким чином, наявність РГ знижує втрати потужності на величину

S −SDG
loss loss = (E −U) ⋅ IDG . (3.6)

При цьому наближене вираження зміни напруги на приймальному
кінці не враховуються, оскільки не є суттєвим для аналізу [40].
Підводячи підсумок, можна зробити висновок, що впровадження
розподіленої генерації зменшує струм, що протікає через лінію
електропередачі, зменшуючи, таким чином, активну, а також реактивну
втрати потужності.
Тоді можна сказати наступне:
Випадок 1 – РГ завжди призведе до зменшення втрат на всіх ліній в
розподільній мережі.
Випадок 2 – РГ може привести до збільшення втрат на деяких лініях,
але загальні втрати в розподільній мережі зменшаться.
Випадок 3 – РГ може привести до збільшення втрат на деяких лініях,
але загальні втрати в розподільній мережі будуть знижені, поки загальний
обсяг виробництва РГ буде менший, ніж загальне навантаження в
розподільній мережі приблизно в два рази.
Якщо виробництво РГ перевищує приблизно в два рази загальне
навантаження в розподільній мережі, то втрати в розподільній мережі будуть
більше при включеному РГ, ніж без нього [40].
82

Також, слід не забувати, що зниження втрат потужності в
розподільній мережі тягне за собою зниження втрат в передавальних
мережах. В системі розподілу коливання напруги виникають при зміні
струму навантаження, що протікає через резистивні і реактивні опори ліній.
Коливання напруги в розподільних мережах без РГ викликані зміною в часі
активних і реактивних навантажень в розподільній мережі. Коливання, як
правило, бувають великими до кінця лінії, через високий опір лінії. Крім
того, коливання напруги більш виражені, якщо навантаження
сконцентрована в кінці системи (радіальні мережі). На практиці, для типових
розподільних мереж відстань, на якій падіння напруги перевищить
допустиме відхилення від номінального значення, становить всього кілька
кілометрів. Однак, лінії, як правило, не призначені для роботи при таких
рівнях навантаження. Поглиблене аналітичне обговорення впливу РГ на
напруги в мережах низької напруги можна знайти, наприклад, в [37, 40 ].
РГ може впливати на коливання напруги в двох напрямках:
1. РГ здійснює виробництво енергії відповідно до вимог місцевого
навантаження. Це означає, що при зростанні локальних навантажень в
розподільній мережі, виробництво енергії в РГ також збільшується, і
навпаки. В даному випадку РГ сприяє скороченню розходжень між
максимальним і мінімальним рівнями напруги, в порівнянні з ситуацією без
РГ. Цей режим роботи РГ не дає ніяких проблем для традиційного підходу
регулювання напруги;
2. Вихідна потужність в РГ регулюється незалежно від величини
локального навантаження. Цей режим контролю здійснюється, якщо РГ
управляється за допомогою оцінки сигналів, які можуть або не можуть
відповідати локальним коливанням навантаження, або технологія РГ
залежить від наявності природних ресурсів, таких як сонячна енергія або
енергія вітру. В цьому випадку РГ може негативно вплинути на можливість
регулювання напруги мережі за рахунок збільшення різниці між
максимальним і мінімальним рівнями напруги, в порівнянні з ситуацією без
83

РГ. Це відбувається внаслідок того що мінімальний рівень напруги може
залишатися незмінним, наприклад, при ситуації з підвищеним
навантаженням без РГ, а максимальний рівень напруги може збільшитися,
наприклад, при ситуації з низьким навантаженням і РГ. РГ може надати деякі
проблеми для традиційного контролю і регулювання напруги.
Наприклад, під час високого навантаження в мережі, показаної на
рис. 3.1, трансформатор (не показаний) на підстанції дозволить підвищити
напругу джерела, щоб зберегти напругу в кінцях лінії (вузлах В4 і В6) в
необхідному діапазоні напруги. У разі потужної установки РГ в вузлі В6, і
відсутності джерела РГ у вузлу В4, напруга вузла В6, що виникає через РГ,
може досягати значення, характерного при перенапругах, а напруга у вузлу
В4 досягти нижньої межі напруги через високе навантаження. Традиційний
режим роботи регулюючого трансформатора на підстанції для такої ситуації
не підходить, так як він припускає падіння напруги на всіх лініях в міру
віддалення від трансформатора. Найпростішим способом вирішення цієї
проблеми буде зменшення вихідної потужності установки РГ. Це рішення
буде найбільш економічним рішенням для оператора мережі, але, напевно, не
для власника установки РГ.
Іншим, більш витратним рішенням стане установка більш розумною і
гнучкою схеми управління напругою в системі розподілу, заснованій на
автоматизації підстанції та сучасних комунікаційних технологіях. Ця
технологія дозволить сприймати рівень напруги в різних точках мережі
(зазвичай в кінці лінії). В цьому випадку пристрої РПН на підстанції можуть
динамічно регулюватися відповідно до вхідних вимірів. Крім того, якщо
технологія РГ, що застосовується, має можливість динамічної зміни
коефіцієнта потужності, то РГ може бути використано для місцевого
регулювання напруги.
Цільовою функцією буде збереження зміни напруги в розподільній
мережі в межах допустимого рівня. Це вже зроблено в деяких
вітроенергетичних проектах, де силовий електронний перетворювач
84

використовується для динамічного регулювання напруги в системі розподілу
[41]. Загалом, РГ з використанням силових електронних перетворювачів або
синхронних генераторів можуть бути використані для динамічного контролю
напруги. Під час обговорення впливу РГ на якість електричної енергії, як
правило, існує дві основні проблеми, а саме, флікер напруги і гармоніки. У
розподільних мережах найбільш частою причиною флікера є швидка зміна
навантаження. Однак не тільки зміни навантаження викликають флікер, але і
джерела РГ можуть прямо або побічно сприяти появі флікера напруги.
Основними причинами флікера є: 1) запуск потужного джерела РГ;
2) різкі і великі зміни вихідної потужності РГ; 3) взаємодія між РГ і
обладнанням регулювання напруги фідера.
Якщо частка РГ є досить велика, а генерація РГ схильна до частих і
значних змін, то флікер напруги може відчуватися деякими
електроприймачами.
Метод зменшення флікера напруги і його ефективність залежать від
багатьох факторів і можуть бути досить складними завданнями. Самий
простим способом зниження його впливу в такому випадку буде вимога до
власника РГ скоротити кількість джерел, запускаються. Якщо РГ взаємодіє з
мережею через перетворювач, то відносно легко досягти зменшення
пускових струмів.
Зокрема, потенційними причинами флікера напруги в
вітроелектростанціях вважалися зміна швидкості вітру або зміна вихідної
потужності. Однак в конструкції сучасних вітротурбін внесені зміни, що
дозволяють ефективно уникати великих коливань потужності протягом
короткого періоду часу.
Загальновизнано, що наявність нелінійних компонентів в системі
електропостачання, наприклад, силових перетворювачів призводить до появи
гармонік. Силові електронні пристрої, що використовуються в РГ, можуть
викликати появу гармонік. Амплітуда і порядок гармонійних струмів, що
вносяться перетворювачами постійної / змінної напруги залежить від режиму
85

його роботи. Наприклад, примусово комутований перетворювач з широтно-
імпульсною модуляцією, що працює в лінійному діапазоні, вносить тільки
гармоніки в області високих частот, тобто, кратні частоті.
Останні досягнення в області напівпровідникових технологій
(наприклад, IGBT-транзистори) дозволяють використовувати більш високі
несучі частоти, які дозволяють генерувати досить чисті синусоїди відповідно
до стандарту. Перетворювачі, виконані на IGBT-транзисторах,
використовуються для багатьох технологій РГ. Тому можна зробити
висновок, що сучасні передові технології силової електроніки можуть бути
використані для вирішення проблем якості електроенергії, пов'язаних з
наявністю РГ. Теоретично РГ на основі перетворювачів енергії можуть бути
використані для зменшення величини відхилень напруги. В цьому випадку
перетворювач повинен виступати в якості статичного компенсатора
реактивної потужності і динамічного відновника напруги.
Основна умова полягає в тому, що РГ повинна мати достатню
потужність, щоб компенсувати падіння напруги і підтримувати допустимий
рівень напруги під час різкої зміни навантаження. У квазістаціонарному
режимі якісний вплив РГ на величину напруги практично не відрізняється від
великого (негативного) навантаження. Дійсно, комутація великого
навантаження призводить до зміни величини напруги, яка схожа на ту, що
відбувається при зміні вихідної потужності РГ. Вихідні коливання
потужності великого навантаження і РГ, що використовує відновлювальні
джерела енергії, наприклад вітру або сонячної енергії, підпорядковані
добовим і сезонним змінам.
З іншого боку, у багатьох відношеннях РГ впливає на якість енергії
мережі дуже специфічним чином. Наприклад, власник РГ, якщо це дозволяє
технологія РГ, має повний контроль за вихідною потужністю та величиною
напруги РГ. Це відрізняється від ситуації з великими навантаженнями, які в
більшості випадків залежать від виробничих процесів. Крім того,
підключення нової навантаження не покращує якість електроенергії, в той
86

час як РГ має можливість зменшити гармонійні складові напруги,
підвищуючи якість енергії. Таким чином, порівнюючи вплив РГ і
навантаження, що мають зіставні значення, можна зробити висновок, що в
цілому вплив РГ на якість електричної енергії має бути більш позитивним,
ніж еквівалентне навантаження.
Стабільність напруги ЕТС може досягатися кількома способами
залежно від бажаного результату: менша або більша стабільність сигналу,
можливі причини нестабільної роботи тощо. Тому за основу стабілізації
напруги було прийнято наступне визначення: ЕТС в заданому робочому стані
і при заданому відхиленні напруги стабільна, якщо напруги у навантажень
після аварії близькі до стійкого значення.
В аварійному стані їх значення знаходиться в області, близькою до
післяаварійної стійкості [40, 41, 42, 43]. Говорячи простіше, напруга системи
живлення стабільна, якщо після аварії напруги у кількох вузлів навантажень
(енерговузлу) близькі до прийнятних значень послеваваріного стійкого стану.
Серед найбільш важливих факторів, що визначають стабільність напруги
системи живлення це характеристики навантаження і обладнання контролю
напруги мережі.
Щоб підкреслити важливість цього чинника, стабільність напруги
іноді називають стабільністю навантаження. Як правило, реактивна
потужність навантаження і значення втрат реактивної потужності грають
важливу роль у виникненні проблем зі стабільністю напруги. Через побічні
ефекти асинхронні двигуни і постійні навантаження особливо схильні до
проблеми зі стабільністю напруги.
Стабільність напруги – це динамічне явище, з чого випливає, що для
повноцінного аналізу стабільності напруги може знадобитися
повномасштабне моделювання поведінки енергетичної системи. У деяких
випадках, пов'язаних з повільною зміною стабільності напруги, детальний
динамічний аналіз не потрібен; стабільність напруги може бути відповідним
чином оцінена за результатами аналізу зміни струму навантаження.
87

Для простоти аналізу реакцію на зміну навантаження будемо вважати
повільною, що дозволяє використовувати аналіз потокорозподілу для аналізу
стабільності напруги.
Одним з найважливіших факторів, що впливають на стабільність
напруги, є здатність РГ відповідати споживанню реактивної потужності
(реактивному навантаженню і втратам) [44]. Таким чином, основний вплив
РГ на стабільність напруги в мережі буде визначатися кутом потужності
розподіленого генератора. Розглянемо тепер джерела РГ з точки зору їх
впливу на стабільність напруги мережі, тобто їх здатність генерувати
реактивну потужність. Синхронні генератори здатні як генерувати, так і
споживати реактивну потужність. Таким чином, використання в якості РГ
перезбуджених синхронних генераторів дозволить забезпечити виробництво
реактивної потужності на місці. Місцева генерація реактивної потужності
знижує її перетоки від джерела, тим самим зменшуючи пов'язані з цим втрати
та відхилення напруги. Як наслідок, також поліпшується стабільність
напруги.
В якості графічного інструменту для вивчення стабільності напруги в
електроенергетичних системах традиційно використовуються P-V діаграми.
Рис. 3.3 показує теоретичний вплив синхронного генератора на стабільність
напруги гіпотетичного вузла.
Як видно на рисунку, встановлення розподіленого генератора ∆P
змінює робочу точку, пов'язану з кривою P-V, з точки А в точку B, що
призводить до підвищення напруги вузла на величину VDG −V0 і підвищує
стабільність напруги: запас стійкості збільшується від m0 до mDG .
Безпосередній висновок, який випливає з цього, полягає в тому, що РГ
сприяють підвищенню стабільності напруги в мережі.

88

Рис. 3.3. P-V діаграма: зміна стабільності напруги

Асинхронні генератори при підключенні безпосередньо в мережу
завжди споживають реактивну потужність, сприяючи посиленню чинників,
що провокують виникнення проблем зі стабільністю напруги. Споживання
реактивної потужності асинхронними генераторами зазвичай компенсується
шунтуючими конденсаторними батареями [44]. Однак, це лише часткове
вирішення проблеми стабільності напруги, так як зниження напруги зменшує
кількість генерованої конденсаторними установками реактивної потужності,
при збільшенні споживаної реактивної потужності від асинхронного
генератора.
Таким чином, існує ризик того, що замість підтримки мережі в
ситуації зниженої напруги, асинхронний генератор приведе до ще більшого
падіння напруги системи. Що може в принципі викликати проблеми зі
стабільністю напруги.
Однак існують ефективні способи, щоб полегшити можливі проблеми
стабільності напруги у асинхронних генераторів, а саме, встановлення
89

тиристорного статичного компенсатора або перетворювача з самокомутацією
для приєднання генератора до енергосистеми.
Переважна більшість нововстановлених асинхронних генераторів
обладнані силовими перетворювачами з власної комутаційної, в результаті
чого негативний вплив асинхронного генератора на стабільність напруги в
мережі в значній мірі виключений. Крім того, локальна генерація ними
активної потужності знижує втрати потужності в ЕТС, тим самим
підвищуючи стабільність напруги у мережі [44].
Напівпровідникові комутовані перетворювачі завжди споживають
реактивну потужність. Величина споживаної реактивної потужності може
досягати до 30 % від номінальної потужності перетворювача [45 - 52]. Щоб
компенсувати реактивну потужність споживача, в перетворювачі на стороні
змінного струму зазвичай встановлюються конденсаторні установки. Це
робить перетворювач еквівалентним асинхронного генератору з прямим
підключенням до лінії. Таким чином, при певному збігу обставин, наявність
такого перетворювача може негативно вплинути на стабільність напруги.
Останні досягнення в області силової електроніки привели до появи
відносно недорогих пристроїв, що мають хороші технічні характеристики.
Крім того, часто потенціал РГ досить малий, що робить економічно вигідним
використання сучасних пристроїв силової електроніки. Тому можна
припустити, що в найближчому майбутньому велика частина силової
електроніки перетворювачів буде з самостійної комутацією. В цілому, можна
зробити висновок, що присутність РГ не впливає негативно на стабільність
напруги. Частка РГ, поєднаної з перетворювачами, поступово зростає,
знижуючи ймовірність виникнення проблеми стабільності напруги.

90

3.3 Вплив розподіленої генерацією на значення струмів короткого
замикання, стійкість генераторів і релейний захист

Одним з наслідків установки нових установок РГ в розподільних
мережах є підвищення значення потужності короткого замикання
розподільних мереж.
Системи розподілу електроенергії спроектовані і побудовані з умовою
певних теплових і механічних впливів в нормальних і аварійних режимах.
Наявність РГ призводить до зміни проектних режимів роботи енергосистеми,
що також призводить до збільшення рівня цих впливів. Кількісно вплив
струмів короткого замикання (КЗ) залежить від потужності і частки РГ в
ЕТС, а також технології установок РГ. Детальну оцінку впливу РГ на струми
КЗ зробити досить важко, так як її вплив часто залежить від ряду факторів,
наприклад, режиму роботи, способу підключення РГ, напруги в системі до
несправності, і деяких інших [42 - 46].
Табл. 3.1 дозволяє зробити оцінку струмів КЗ для синхронних і
асинхронних генераторів, а також перетворювачів. Значення, наведені в
табл. 3.1, поширюються тільки на несправності на виходах відповідних
генераторів. Так як хвильовий опір розподільних ліній високий в порівнянні з
передавальними ЛЕП, то величина струму КЗ буде швидко спадати зі
збільшенням відстані від РГ.
Таблиця 3.1
Рівні струмів замикання деяких РГ [77]
Струм короткого замикання, % від
Тип генератора
номінального струму
Інвертор 100 - 400
кілька перших циклів: 500 - 1000 тривало:
СГ незалежного збудження
200 - 400
Асинхронний генератор або СГ з кілька перших циклів: 500 - 1000 тривало:
самозбудженням 0

91

Слід зазначити, що технології РГ, які мають пристрої накопичення
енергії (кінетичної, потенційної або хімічної) не сильно впливають на
значення струмів КЗ в електричних мережах. Одним з типових таких
прикладів є фотогальванічний елемент без акумуляторної батареї.
Збільшення потужності КЗ потенційно може спричинити проблеми, яки
складається з двох частин:
• збільшення струмів короткого замикання [42, 43];
• питання контролю напруги.
Розглянемо ці питання більш докладно. Припустимо, що блок РГ було
встановлено на одній шині А абстрактної розподільчої мережі. До установки
РГ шина А була чистим вузлом навантаження; при установці розподіленого
генератора він стає активним і виробляє певну кількість енергії при
постійному коефіцієнті потужності. Припустимо, сталося пошкодження в
безпосередній близькості від шини А. Згідно табл. 3.1 наявність РГ може
привести до підвищення струму КЗ в вузлу на величину, що в десять разів
перевищує його номінальний струм. Такі струми можуть привести до
проблем двох типів: тепловий і механічний вплив на шини. Добре відомо, що
механічна сила, що діє на шини при несправності, пропорційна квадрату
струму КЗ. На додаток до механічних впливів при несправності шини будуть
піддаватися термічній дії, яка також може привести до пошкодження шини.
Іншою проблемою, яку необхідно вирішувати в зв'язку зі збільшенням
потужності КЗ є проблема контролю напруги. Якщо напруга у вузлі А в
сталому режимі дорівнює 1 в.о., то після різкого зниження рівня
навантаження напруга може перевищити допустимі межі. Наявність
шунтуючих конденсаторів і / або встановлених фільтрів для компенсації
реактивної потужності або поглинання гармонік може ще більш погіршити
ситуацію. Необхідно відзначити, що в прикладі були розглянуті найгірші
варіанти. В реальності ситуація може бути менш важкою. Це можливо, як
правило, в лініях низької напруги і кабельних лініях, в яких активний і
реактивний опори можна порівняти за величиною. Погонний опір в
92

розподільних мережах більше ніж у живильних лініях. З цієї причини струми
КЗ буде швидко скорочуватися при збільшенні відстані між вузлом А і
місцем ушкодження, викликаючи менший або незначний вплив в вузлу А.
Слід зазначити, що переважна більшість (до 70 - 80 %) однофазних КЗ
носять тимчасовий характер, що також знижує вплив струмів короткого
замикання на вузол А. Нарешті, варто відзначити, що наслідки впливу струму
КЗ враховуються при виборі РГ і розподільної мережі.
Серед позитивних сторін підвищеної потужності КЗ можна відзначити
що напруга у вузлу А стає більш стабільною, зменшуючи таким чином
величину просадки напруги, що викликається віддаленим замиканням на
землю або включенням великих прилеглих навантажень.
При проведенні досліджень кутової стійкості ротора, найбільш
важливими особливостями нових установок РГ (за винятком тих, в яких
використовуються синхронні генератори) є зниження демпфірування і мала
постійна інерції. У крайніх випадках, наприклад, системах з паливними
елементами, постійна інерція невизначена. Для з'ясування останнього
затвердження, розглянемо синхронний генератор [44, 52 - 56]. Рівняння
коливань для генератора:

2H d2δ
= Tм −Tе (δ,δ) , (3.7)
ω 2
0 dt

де δ – кут повороту ротора;
Tм – механічний обертовий момент турбіни;
Tе – електричний момент, що розвивається генератором.

93

Величина
J ⋅ω
H = м (3.8)
Р

називається постійної інерції і має відношення до кінетичної енергії маси
генератора, що обертається. Очевидно, що це рівняння не поширюється на
системи без обертових мас.
Оцінимо тепер наслідки зниження постійної інерції на стійкість кута
ротора в енергосистемі. Як приклад [44] проаналізовані вітродвигуни, що
мають невеликий ротор і відносно велику встановлену потужність. Для цієї
мети рівняння коливань можна переписати в розрахунку на установку, як
2H d2δ
= Tм.у −Tе.у . (3.9)
ω0 dt2
Припустимо тепер, що на клемах ВЕУ відбулося стійке трифазне
коротке замикання, тобто Tе.у = 0 . Тоді критичний час tкр відключення може
бути визначене в такий спосіб

2δкрР
tкр = (3.10)
ω0Tм.у

Таким чином, при зменшенні співвідношення Н / Tм.у , також
зменшується критичний час відключення tкр . Тому, з метою збереження
стійкості вітрових турбін, їх системи захисту повинні відключити
несправність швидше, ніж у випадку аналогічного синхронного генератора
тієї ж потужності.
Однак слід зазначити, що низькі постійні інерції нових технологій
розподіленої генерації також впливають і на таку важливу характеристику
енергосистеми, як частота. Щоб показати це, припустимо що установка РГ,
94

яка не використовує перетворення механічної енергії в електричну, має
нульове значення постійної інерції, внаслідок чого зменшується коефіцієнт

ΣHk
(3.11)
ΣTм.у.j

в міру збільшення рівня проникнення, а також група встановлених РГ
складається з «безмассових» генераторів, таких як, наприклад, паливні
елементи. Це означає, що, коли відбувається аварія в такий енергосистемі,
яка призводить до втрати частини звичайних генераторів, частоти система
буде відчувати більш глибокий провал, ніж при наявності установок РГ з
синхронними генераторами. Це видно з рівняння

d2δ ω
= 0 ⋅ (Tм.у −Tе.у ) , (3.12)
dt2 2H

що свідчить про те, що частота системи дозволить знизити в більшій
кількості, при зменшенні H.
Це також показує, що низькі значення постійної інерції викликають
труднощі не тільки при аваріях, але і велику складність при нормальному
управлінні вихідною потужністю генератора з низьким рівнем інерції. Ця
реакція може серйозно вплинути на здатність мікротурбін реагувати на
швидкі зміни навантаження [44].
Релейний захист і автоматика ЕТС повинні управляти роботою
вимикачів таким чином, щоб здійснювати якомога швидше відключення з
системи тільки несправне обладнання, зводячи до мінімуму проблеми і
пошкодження, що викликані несправностями, коли вони відбуваються.
Існує ряд пристроїв захисту електричних систем, функціональний
діапазон яких захищає від надструмів в зоні шин. Розглянемо максимальний
струмовий захист (МСЗ) – найбільш часто використовувану захист в
95

розподільних системах [45, 65]. Як згадувалося раніше, потік енергії в
системах розподілу передається, як правило, в одному напрямку – від
джерела до споживачів.
Відповідно, системи захисту розподільної мережі проектуються для
цього режиму роботи. Наявність РГ може привести до зміни топології
розподільної мережі і схеми руху енергії. Залежно від характеристик РГ
(номінальної потужності, використовуваних технологій, режиму
експлуатації), розташування РГ і конфігурації мережі, вплив РГ на МСЗ може
відрізнятися [60 - 64].
Як приклад викладеного, розглянемо розподільчу мережу, показану на
рис. 3.1. Як правило, захист електроенергетичних систем налаштовано так,
щоб відключити тільки частину системи, ізолювати пошкодження. Це
називається «координація захисту». Тепер припустимо, що всі установки РГ
відключені від мережі і несправність відбувається в точці А2 системи.
Координація МСЗ забезпечує реакцію пристроїв захисту вимикача Р3, тим
самим уникаючи істотного переривання подачі живлення до інших
споживачів. Тепер припустимо, що в мережу підключено джерело РГ.
Зрозуміло, що при деяких умовах експлуатації потужність по лініях може
протікати або від джерела або навпаки. Це призводить до певних наслідків
для роботи схеми захисту. Знову припустимо що несправність знаходиться в
точці А2. Після струму КЗ, що протікає через пристрій захисту Р3 більше ніж
через пристрій захисту Р2. З іншого боку, якщо виявлена несправність
знаходиться в точці А1, то струм короткого замикання Р2 перевищує струм,
що протікає через пристрій P3. Цей приклад наочно свідчить про те, що
наявність РГ неодмінно позначиться на схемі захисту розподільної мережі.
Схожі на цей приклади можна знайти в літературі. Існує як мінімум два
варіанти вирішення описаних проблем.
Найпростіше рішення – зобов'язати всі блоки РГ відключатися при
виникненні несправності в мережі [45, 46, 57 - 59]. Це практика для більшості
взаємозв'язків РГ. Якщо система захисту РГ здатна виявити несправність і
96

забезпечити швидке відключення від мережі, то РГ не заважатиме
нормальній роботі системи захисту. Тому більшість стандартів взаємозв'язку
вимагають відключення РГ при виникненні несправності. Однак це не
завжди бажано, особливо при великій частці РГ в розподільній мережі. В наш
час, все більше і більше розподільчих мереж автоматизовані та оснащені
системами SCADA [45, 46, 60 - 64]. Основною метою цих систем є
підвищення надійності енергосистеми, але також вони можуть бути корисні в
динамічної координації релейного захисту системи. Якщо коротко, система
SCADA може забезпечити координоване управління системою захисту,
шляхом аналізу відповідних даних режиму (напруга, рівень навантаження,
виробництва РГ тощо) і оперувати силовими вимикачами (реклоузера)
ланцюга таким чином, щоб ізолювати несправності без особливого
незручності для інших споживачів або непотрібних відключень РГ.

3.4 Розрахунок потоків потужності в мережі з розподіленою
генерацією

Основними параметрами, що характеризують режим роботи
розподільної мережі, є значення амплітуд і фаз напруги в вузлах мережі, а
також значення струмів в лініях.
Для отримання значень даних параметрів здійснюється так званий
«розрахунок потокорозподілення» або «розрахунок розподілу потоків
потужності» в системі.
Розрахунок виконується зазвичай для однієї фази системи.
Завдання розрахунку потокорозподілу може бути сформульована
таким чином: при відомих моделі системи і графіках генерації і
навантаження розрахувати напруги в вузлах.

97

Математично задача сформулюється наступним чином

S *
i = 3 ⋅Uлi Iлi , (3.13 )

де i =1,n,
Si – комплекс різниці повних потужностей генератора SГi і
навантаження SHi вузла i; ̇
Uлi – комплекс лінійної напруги вузла i;
I*
лi – спряжений комплекс лінійного струму вузла i;

n
Iлi =∑Yij⋅Uлj , (3.14)
j=1

де i =1,n , Yлj – взаємна провідність вузлів i та j; ̇
Uлj – комплекс лінійної напруги вузла j.
Таким чином:
 n 
Si = 3 ⋅Uлi ∑Yij⋅Uлj  . (3.15)
 
 j=1 

Розрахунок режимів системи необхідно здійснювати в діючих
величинах, що призводить до збільшення числа нелінійних рівнянь в системі
в 2 рази [47 - 51, 66 - 70].

98

  
n
  * * 
Pi = Re 3 Uлi∑Yij ⋅Uij
  j=1 
  
 , (3.16)
  
n
  
Qi = Im 3 Uлi∑Y* *
 ij ⋅Uij
 j=1 
  

 n
Pi = 3 Uлi⋅∑Uлj (Gij cosϕij + Bij sinϕij )
 j=1
 , (3.17 )
n

Qi = 3 Uлi⋅∑Uлj (Gij sinϕij −Bijcosϕ
 ij )
 j=1

jψ
де Yij =Y ij
ije =Gij + jBij ;

jϕ
U i
лi = Uлie =Uлi (cosϕi + jsinϕi );

jϕ
U j
лj = Uлje = Uлj (cosϕ j + jsinϕ j ) ;

ϕij =ϕi +ϕj .
У матричної формі завдання потокорозподілення сформулюється
наступним чином
Iл = YUл , (3.18)

де Iл – вектор-стовпець лінійних струмів розмірності n;
Uл – вектор-стовпець лінійних напруг розмірності n;
Y – матриця провідності розмірності nxn .
99

Елементи матриці провідності формуються за такими правилами [71,
52, 53]:
• якщо i = j , тоді yij – сума провідності всіх гілок, приєднаних до
вузла i;
• якщо i ≠ j та вузол i приєднаний до вузла j через провідність ̇Yij
тоді yij = −Yij ;
• якщо i ≠ j та вузол i не приєднається до вузла, тоді yij = 0 .
Матриця провідності є симетричною і слабо заповненою.
Також існує запис через матрицю імпедансів

Uл = ZUл , (3.19)

де Z – матриця імпедансів розмірності −1
nxn і Z = Y .
Таким чином, матриця імпедансів може існувати, якщо матриця
провідності є не виродженою (det≠ 0 ) [70].
Матриця провідності стає виродженою, якщо відсутній зв'язок з
опорним вузлом (сума рядків або стовпчиків дорівнює провідності між
вузлом і опорним вузлом), яким зазвичай є «земля». Для систем передачі
даний зв'язок здійснюється через поперечну провідність ЛЕП. Також
можливо додавання «фіктивного» зв'язку з «землею» такого ж порядку, як
імпеданс ліній. У розподільних мережах на основі ПЛ 0,4–35 кВ і КЛ 0,4–
20 кВ значення зарядної потужності (ємнісний провідності) незначне
порівняно з навантажувальним, тому нею можна знехтувати [30].
Також в ряді джерел зустрічається запис проблеми потокорозподілення
у формі

100

n S*
Yii Uлi+∑Yij Uлj =
i , (3.20)
*
j=1 3Uлi

де i =1,n, Yii – власна провідність вузла i;
Yij – взаємна провідність вузлів i і j;
̇ Uлi – комплекс лінійної напруги вузла i;
̇ Uлj – комплекс лінійної напруги вузла j;
U*
лi – спряжений комплекс лінійного напруги вузла i;
S*
i – спряжений комплекс різниці повних потужностей генератора і
навантаження вузла i.
Очевидно, (3.15) є системою нелінійних рівнянь, рішення якої
здійснюється чисельними методами.
В результаті перетворення (3.15)

   n 
wi Uл  =Si− 3 ⋅Uлi ∑Yij⋅Uлj  . (3.21)
   
 j=1 

Комплекс лінійної напруги вузла i може бути представлено у вигляді

 
Uлi = f Uлi  . (3.22)
 

Рішення (3.22 ) ітераційним методами здійснюється наступним чином

101

k+1  k 
U = f U  . (3.23)
лi  лi 
 

Тривалість ітераційного процесу визначається згідно наступного
виразу
 k+1 
w U  ≤ ε , (3.24)
 лi 
 

де ε – величина допустимої похибки.
Співвідношення (3.23) може бути представлено у вигляді

k+1 k  k  k k+1
U = U +ψU  = U + ∆U
лi лi лi лi лi , (3.25)
 
 

 k 
де ψU 
лi – функція зміни змінних на k-ої ітерації, яка визначає різновид
 
 
ітераційного процесу [54].
Розрізняють методи нульового порядку (метод Якобі, метод Гаусса-
Зейделя), першого порядку (метод Ньютона-Рафсона) і другого порядку
(метод Ньютона другого порядку) [70].
Основними способами розрахунку потокорозподілення є ітераційні
методи Гаусса-Зейделя (GS), Ньютона-Рафсона (NR) і заснований на ньому
швидкий розрахунок потокорозподілу з декомпозицією по активної і
реактивної потужностей (FDLF), що є де-факто промисловим стандартом
вирішення зазначеного завдання.
Крім того, існує ряд інших способів вирішення зазначеного завдання:
• на основі методів нечіткої логіки;
• на основі еволюційних і евристичних методів;
102

• триваючого потоку потужності (CPF), послідовного потоку
потужності;
• голоморфного вкладення тощо.
При вирішенні задачі розрахунку потокорозподілення в симетричній
системі з локальним джерелом енергії приймаються наступні типи вузлів:
1. Вузол (шина) навантаження. В якості змінних, що описують шину
навантаження, виступають активна і реактивна потужності, згідно з графіком
навантаження в необхідному масштабі часу [70]. Також можливе подання
навантаження статичною характеристикою, постійної споживаної
потужності, струмом і опорами (провідністю) відповідно до схем заміщення;
2. Вузол (шина) генератора P–V. В якості змінних, що описують шину
генератора P–V, виступають активна потужність і амплітуда напруги.
Значення реактивної потужності і фази напруги визначаються в результаті
розрахунку. Компенсуючі пристрої з вільною реактивної потужністю також
задаються вузлом даного типу (активна потужність дорівнює 0);
3. Вузол (шина) генератора P–Q. В якості змінних, що описують шину
генератора P–Q, виступають активна і реактивна потужності. Значення
амплітуди і фази напруги визначаються в результаті розрахунку;
4. Балансуючий вузол (шина). Значення амплітуди напруги в вузлу
приймається 1 в.о., фази – 0°. Вузол є шиною нескінченної потужності, тобто
ідеальним джерелом напруги.
Для фізично реалізованого режиму в мережі повинно виконуватися
умова балансу потужності, яка для системи без накопичувачів і при
відсутності несинусоїдальних спотворень виглядає наступним чином

n1 n2
∑SГi =∑SНi + ∆S , (3.26)
i=1 i=1

де SГi – повна потужність, що вироблена генератором i;
SНi – повна потужність, споживана навантаженням i;
103

∆S – втрати потужності в мережі;
n1– число генераторів;
n2 – число споживачів.
Виконання умови балансу потужності здійснюється за рахунок
балансуючого вузла.
В процесі алгоритму здійснюється контроль збіжності ітераційного
процесу, а також виконання умови його зупинки (3.24).
Можливе застосування тільки одного критерію. Також можливий
розрахунок методом Гаусса-Зейделя з використанням матриці імпедансів. В
даному випадку потрібні великі в порівнянні з матрицею провідності
обчислювальні ресурси, так як матриця імпедансів не є слабо заповнена,
однак такий розрахунок має кращу ймовірність і швидкість збіжності [55].
Одним з можливих способів розрахунку потокорозподілу може стати
метод голоморфних вкладення (HELM), заснований на теорії функції
комплексного змінного. Однак, на даний момент метод не отримав широкого
поширення.
Порівняння алгоритмів розрахунку потокорозподілу показало, що
метод Ньютона-Рафсона, незважаючи на меншу кількість ітерацій,
необхідних для забезпечення збіжності, чутливий до початкових наближень,
на відміну від методу Гаусса-Зейделя, який при більшій кількості ітерацій
показує збіжність при значних відхиленнях початкових наближень [70].
На рис. 3.4 представлена схема заміщення спрощеної розподільної
мережі типового промислового підприємства. Електропостачання
здійснюється по повітряної лінії 110 кВ, далі через понижуючий
трансформатор 110/6 кВ і шини ввідного розподільчого пристрою (ВРП) 6 кВ
по кабельній лінії реалізується живлення споживачів, приєднаних до шин
розподільного пристрою (РУ).
Як локальне джерело енергії виступає турбогенератор потужністю
12 МВт, приєднаний до розподільного пристрою генераторної напруги (ГРУ),
104

від якого отримують живлення споживачі ТЕЦ. Локальне джерело енергії
працює в синхронному режимі по відношенню до мережі.
Крім того, живлення споживачів, приєднаних до комплектного
розподільного пристрою зовнішньої установки (КРУН) здійснюється як від
мережі, так і від локального джерела енергії.

Рис. 3.4. Схема заміщення розподільчої мережі

Наведена розподільна мережа є замкнутої з одним контуром і
двостороннім живленням. Крім того, протяжність кабельних ліній зв'язку
невелика і складає 200-4200 м.
Таким чином, з урахуванням замкнутості розподільної мережі
промислового підприємства, що включає локальне джерело енергії, найбільш
раціональним ітераційним методом розрахунку потокорозподілу з точки зору
збіжності, є метод на основі алгоритму Гаусса-Зейделя.
105

Обчислювальні ресурси і час розрахунку не є ключовими факторами
при виборі методу, так як кількість вузлів розподільної мережі промислового
підприємства на середньої напрузі не перевищує декількох десятків.

3.5 Цільова функція задачі оптимізації режимів роботи
електричної мережі з розподіленою генерацією

На основі залежностей, що характеризують вплив параметрів і
структури розподіленою генерацією на показники режиму роботи мережі,
може бути представлена цільова функція f1 оптимізації цих параметрів і
структури. В якості першого критерію приймається мінімум втрат активної
потужності в ЕЕС в режимі максимального навантаження ( Pвтрат.mіn.н), який є
функцією активної ( PГ ) і реактивної (QГ ) потужностей генератора РГ, а
також місця його установки ( bГ )

f1 = Pвтрат.max.н (PГ,QГ,bГ ) . (3.27)

В якості другого критерію приймається мінімум втрат активної
потужності в ЕЕС в режимі мінімального навантаження ( Pвтрат.min.н ), який
також є функцією активної і реактивної потужностей генератора і місця його
установки

f2 = Pвтрат.min.н (PГ ,QГ ,bГ ) . (3.28)

Основною умовою обмеження при оптимізації режиму роботи
розподільної мережі промислового підприємства є вимоги щодо значень
тривало допустимого струму в лінії ij

106

Iij ≤ Iij max , (3.29)

де Iij – діюче значення струму в лінії ij;
Iij max – тривало допустимий струм в лінії ij.
Крім того, напруга у вузлу i має перебувати в межах проміжку
[0,9 ⋅Uном;1,1⋅Uном ]

0,9 ⋅Uном ≤ Uі ≤1,1⋅Uном , (3.30)

де Uі – діюче значення напруги вузла i;
Uном – номінальна напруга розподільчої мережі.
Очевидно, нижня межа в даному випадку також являє собою множину
Парето-оптимальних рішень.
Для визначення оптимальної структури електротехнічного комплексу з
локальними джерелами енергії передбачається застосування цільової функції,
яка отримана методом скаляризації

F = w1f1 + w2f2 , (3.31)

tP + t
де w = max Qmax
1 – ваговий коефіцієнт при функції
( tP + t + t + t
max Qmax ) ( Pmin Qmin )
мінімуму втрат активної потужності в години максимуму навантаження,
tP + t
w = min Qmin
2 – ваговий коефіцієнт при функції
( tP + t + t + t
max Qmax ) ( Pmin Qmin )
мінімуму втрат активної потужності в години мінімуму навантаження,
tP – тривалість максимуму навантаження по активної потужності,
max
tQ – тривалість максимуму навантаження по реактивної потужності,
max
107

tP – тривалість мінімуму навантаження по активної потужності,
min
tQ – тривалість мінімуму навантаження по реактивної потужності.
min
Застосування обмежень до функції (3.31) помітно зменшує
розмірність множини допустимих значень і, як наслідок, рішень. При цьому
цільова функція має мінімальне значення, що відповідає оптимальної
потужності генератора.
Таким чином, для визначення оптимальної структури
електротехнічного комплексу з локальними джерелами енергії в розподільної
мережі промислового підприємства доцільно в якості показника
ефективності застосовувати мінімум функції (3.31) з урахуванням умов
обмежень (3.29) і (3.30).

3.6 Алгоритм вибору розташування і параметрів розподіленої
генерації в електричної мережі

На підставі попередніх розрахунків, запропоновано алгоритм вибору
розташування і параметрів розподіленої генерації в електричної мережі.
Послідовність кроків представлена на рис. 3.5.
На першому кроці здійснюється формування вихідних даних, якими є
наступна інформація:
• схема електрична принципова (однолінійна) розподільної мережі
промислового підприємства;
• параметри вузлів розподільної мережі (тип, клас напруги,
встановлена потужність);
• параметри ліній (марка провідника, протяжність);
• максимум і мінімум навантаження, а також їх тривалість, у
відповідності з річним графіком по тривалості активного та реактивного
навантажень.
108

Рис. 3.5. Алгоритм вибору розташування і параметрів розподіленої
генерації в електричної мережі
На підставі вихідних даних здійснюється розробка схеми заміщення
розподільчої мережі промислового підприємства (заміна ліній
еквівалентними імпедансами). При врахуванні конденсаторних батарей
необхідно зменшити величину навантаження вузла по реактивної потужності
на значення потужності конденсаторних батарей на даній напрузі. У разі,
коли враховується нелінійність навантаження або напруги, складання схеми
109

заміщення здійснюється для різних гармонійних складових з подальшим
розрахунком потокорозподілу і застосуванням методу накладання.
У разі нелінійної моделі і при наявності умов обмеження пошук
глобального оптимуму може привести до повного перебору можливих
рішень [57-59].
Щоб обмежити область пошуку оптимальних параметрів і структури
електротехнічного комплексу з локальними джерелами енергії, визначається
середній рівень втрат в елементах розподільної мережі і в якості місця
можливого встановлення приймаються вузли, до яких приєднані лінії зі
значенням втрат вище середніх.
Потім за допомогою еволюційного алгоритму, що є модифікованим
генетичним, здійснюється пошук оптимальних місць установки і активної
потужності локального джерела енергії при постійному коефіцієнті
потужності 0,9 з генерацією реактивної складової.
Оцінка втрат в розподільчій мережі підприємства здійснюється за
Результатами розрахунку потокорозподілу на основі алгоритму Гаусса-
Зейделя.
На наступному етапі на підставі оптимальних місць установки і
активних потужностей локальних джерел енергії також за допомогою
еволюційного алгоритму визначаються значення реактивних потужностей,
що забезпечують мінімум показника ефективності.
Для здійснення пошуку оптимальних значень цільової функції
декількох змінних з урахуванням умов обмеження генетичний алгоритм
повинен бути модифікований в частині інтерпретації генотипу індивіда і
оцінки цільової функції; при цьому структури генетичних операторів
залишаються незмінними.
При пошуку оптимальної структури електротехнічного комплексу з
заздалегідь відомим числом локальних джерел енергії також необхідна
модифікація генетичного алгоритму в частині формування популяції рішень,
а також операторів.
110

Висновки до розділу 3

Можна констатувати, що вплив розподіленої генерації на електричні
мережі сильно залежить від характеристик РГ, характеристик електричної
мережі, а також області застосування РГ. Одна і та ж технологія РГ, яка
використана для різних областей, по-різному вплине на надійність системи,
якість електричної енергії у споживачів, а також значення струмів КЗ і
роботу релейного захисту. Незважаючи на ці проблеми, майже завжди може
бути успішно розроблені способи використання РГ в ЕТС для оптимізації її
характеристик.
Активна і реактивна потужності, а також місце підключення
впроваджуваних в електротехнічний комплекс локальних джерел енергії,
обмежуються допустимими мінімальним і максимальним значеннями напруг
в вузлах і тривало допустимими струмами в лініях електропередач. Крім
того, на параметри і структуру електротехнічного комплексу з генеруючи ми
потужностями впливає режим споживання електричної енергії в розподільної
мережі. Показано, що певне поєднання параметрів і місця підключення
локальних джерел енергії дозволяє забезпечити мінімальні втрати активної
потужності в елементах розподільної мережі електротехнічного комплексу
промислового підприємства.
Наведено способи, що дозволяють збільшити потужність
впроваджуваних локальних джерел енергії.
В результаті аналізу зазначених залежностей сформульована цільова
функція задачі оптимізації режиму роботи розподільної мережі промислового
підприємства, що містить локальне джерело енергії, а також умови
обмежень, що забезпечують планову експлуатацію електротехнічного
комплексу.
Запропоновано алгоритм вибору параметрів розподіленої генерації та місць
приєднання РГ до електричної мережі.
111

РОЗДІЛ 4
РОЗРОБКА АЛГОРИТМУ ВИЗНАЧЕННЯ ОПТИМАЛЬНОЇ
ТОПОЛОГІЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ ЕЛЕКТРОТЕХНІЧНОГО
КОМПЛЕКСУ, ЩО ОБ'ЄДНУЄ КІЛЬКА ДЕЦЕНТРАЛІЗОВАНИХ
СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ

Об'єднання декількох незалежних, територіально рознесених ЕТК з
власними споживачами в єдиний комплекс, що функціонує за технологією
VPP, передбачає солідарне покриття навантаження за рахунок організації
додаткових ліній електропередачі (ЛЕП).
Важливою особливістю децентралізованих систем електропостачання
є жорстка залежність величини, що генерується джерелами потужності, від
величини навантаження. Режим роботи енергоустановок в ДСЕ визначається
тільки графіком навантаження споживачів. Відхилення (перевищення або
зниження) величини генерації від споживаної потужності може виникати в
ДСЕ з ВДЕ зі стохастичним характером генерації. У таких системах для
«згладжування» небалансу потужностей використовуються системи
накопичення [19, 20].
Проте, можна виділити кілька варіантів розвитку ДСЕ, коли
актуальним стає розгляд ДСЕ на основі принципу ВіЕС. До таких варіантів
можна віднести розширення ДСЕ і об'єднання декількох ДСЕ в один
енергорайон (або поєднання розширення і об'єднання).
Під розширенням ДСЕ мається на увазі підключення до вже існуючої
ДСЕ новопосталих об'єктів – споживачів з власними джерелами генерації.
Прикладом є будівництво в ДСЕ нових будівель або мініпідприємств з
власними джерелами РГ. Особливостями розширення ДСЕ є невеликі
відстані між об'єктами існуючої ДСЕ і об'єктами, що приєднуються, і один
рівень напруги об'єктів [21. 26]. Під об'єднанням мається на увазі створення
на основі декількох ДСЕ, розташованих на одній території, єдиного
енергорайона. Прикладом може служити об'єднання в один енергорайон
112

раніше не зв'язаних лініями електропередачі об'єктів з власними джерелами
РГ - населений пункт, міні-підприємство, туристична база тощо. Початкова
відсутність електричних зв'язків між об'єктами може бути обгрунтовано
«незацікавленістю » різних власників джерел РГ в обміні потужністю (кожне
джерело вирішує завдання енергозабезпечення тільки свого об'єкта).
Особливостями об'єднання ДСЕ в єдиний енергорайон є можливі суттєві
відстані між об'єктами, значні відмінності ДСЕ, що об'єднуються, по
потужності навантаження і джерелам, різні рівні напруги об'єктів. При цьому
важливим стає визначення доцільності створення електричного зв'язку між
раніше ізольованими один від одного об'єктами.
Під топологією електричної мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ, слід
розуміти конфігурацію електричної мережі, що враховує схеми
розташування і з'єднання об'єктів в своєму складі, а також відображає
розподіл потоків потужності між ними.
Виділити єдиний варіант побудови мережі такого ЕТК можна, так як її
топологія багато в чому залежить від призначення, рівня живлячої напруги і
місця розташування ВіЕС в енергосистемі, а також від кількості, типу і
параметрів джерел РГ [33, 46].
Тому актуальним, ще на стадії проектування, є завдання вибору
оптимальної топології електричної мережі ЕТК, яка буде забезпечувати
високу надійність електропостачання та якість електричної енергії при
мінімальних втратах переданої потужності.
Проведений аналіз показав, що існуючі методи оптимізації
відрізняються відсутністю універсальності, складністю розрахунків і
адаптації алгоритмів оптимізації до конкретного об'єкта, вимагають великої
кількості вихідних даних.
Використовувані аналітичні методи і методи чисельного моделювання
застосовні лише для задач щодо малої розмірності. Найбільш поширені
евристичні методи оптимізації відрізняються гнучкістю застосовуваних
алгоритмів, масштабованістю і адаптацією алгоритмів до змін в умовах
113

завдання. Однак негативним фактором є складність налаштування параметрів
оптимізаційних алгоритмів для отримання результатів, близьких до
оптимальних, а також складність їх реалізації. Дані фактори обмежують їх
практичне використання при проектуванні.
Для вирішення проблем електропостачання периферійних споживачів
на якісно новому рівні актуальним є вивчення нових принципів
функціонування ДСЕ, що дозволяють реалізувати можливості, які раніше не
розглядалися. В якості такого принципу, може розглядатися так звана
«віртуальна електростанція» [72, 73].
Об'єднання декількох ДСЕ в єдиний ЕТК з використанням технологій
ВіЕС дозволить корисно використовувати весь потенціал генерації від ВДЕ,
знизити споживання органічного палива, отримати додаткові потужності без
установки нових джерел, по-новому розглядати питання визначення тарифів.
Однак, стосовно децентралізованих системи електропостачання, актуальними
є технічні питання об'єднання декількох систем з різнохарактерними
джерелами в ЕТК, який буде забезпечувати високу якість електропостачання
при мінімальних втратах переданої потужності. Вирішення цих питань
пов'язано з вибором оптимальної топології електричної мережі даного
комплексу.

4.1 Обмеження при об'єднанні децентралізованих систем
електропостачання

При об'єднанні кількох децентралізованих системи електропостачання
в єдиний електротехнічний комплекс на першому етапі слід встановити
свідомо недоцільні або малоефективні шляхи передачі електроенергії . Для
цього запропоновано використовувати наступні обмеження [5, 6, 28, 29, 63]:
• допустиме значення струму в лінії;
• допустиме відхилення напруги в вузлах мережі;
114

• найбільш доцільна відстань передачі потужності по лінії з
урахуванням електричних втрат;
• найбільш доцільна відстань передачі потужності по лінії з
урахуванням економічних витрат.
Розглянемо окремо запропоновані обмеження.
Допустиме значення струму в лінії.
Передача потужності по провідникам супроводжується їх нагріванням
за рахунок тепловиділень, що пропорційні квадрату струму, що
пропускається. Відповідно з ПУЕ, провідники повинні задовольняти вимогам
щодо гранично допустимого нагріву в тривалих (як нормальних, так і
післяаварійних, ремонтних) режимах роботи мережі [28]. Неприпустимий
нагрів провідників в тривалих режимах може викликати пластичну
деформацію матеріалу провідника, а також руйнування контактних з'єднань.
Лінії електропередачі (ЛЕП) будь-якого призначення [5, 6] повинні
задовольняти умові
Iij доп.т ≥ Iij , (4.1)

де Iij доп.т – допустимий тривалий струм ij-ой лінії, який визначається
тепловими умовами її роботи, А;
Iij – діюче значення струму в ij-ой лінії, А.
Допустиме відхилення напруги в вузлах мережі.
Зміна електричних навантажень призводить до зміни падінь напруги в
елементах електричної мережі і, отже, до безперервного відхиленню напруги
від його номінального значення [[5, 6]]. В свою чергу, відхилення напруги
призводить до виникнення додаткових втрат активної і реактивної
потужності і енергії в елементах мережі, а також порушення роботи
технологічних комплексів аж до аварійних режимів.

115

У будь-яких нормальних, аварійних і післяаварійних режимах напруга
в будь-яких точках електричної мережі не повинні виходити з діапазону
допустимих значень згідно ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015 [6]. Для кожного вузла
мережі, що зв'язує кілька ДСЕ, повинна виконуватися умова

0,9 ⋅Uном ≤ Ui ≤1,1⋅Uном , (4.2)

де Ui – діюче значення напруги i-го вузла мережі, кВ;
Uном – номінальна напруга розподільної мережі, кВ.
Найбільше доцільна відстань передачі потужності по лінії з
урахуванням електричних втрат.
Доцільність об'єднання в єдиний ЕТК декількох ДСЕ багато в чому
визначається втратами потужності при її передачі в мережі ЕТК [64]. Від
величини втрат буде залежати як ефективність передачі електроенергії в
мережі ЕТК, так і вартість цієї енергії.
Втрати активної потужності в ij-ой лінії можна визначити згідно
виразу [30]

P2 +Q2 S2
ij ij ij P2
ij
∆Pij = ⋅Rij = ⋅Rij = ⋅ r
2 2 2 2 0ij ⋅Lij , (4.3)
Uном Uном Uном ⋅cos ϕ

де Pij – передана активна потужність по ij-ой лінії, кВт;
Uном – номінальна напруга мережі, кВ;
сos φ – коефіцієнт потужності, в.о.;
r0ij – питомий активний опір ij-ой лінії Ом / км;
Lij – протяжність ij-ой лінії, км.

116

Параметром, що характеризує ефективність передачі електроенергії
по ij-ой лінії, є коефіцієнт корисної дії (ККД). ККД лінії електропередачі
можна визначити як відношення активної потужності в кінці лінії Pij2 до
активної потужності на початку лінії Pij1, що надходить в лінію від джерела.
Параметр визначається за формулою

Pij2 Pij1 − ∆Pij  ∆Pij 
ηij = = = 1−  , (4.4)
P  
ij1 Pij1  Pij1 

де Pij1 – передана активна потужність від джерела по ij-ой лінії, кВт;
∆Pij – втрати потужності при передачі по ij-ой лінії, кВт.
Виразимо з (4.4) величину втрат потужності при передачі по лінії і
підставляючи її в (4.3), отримаємо з (4.3) найбільш доцільну відстань
передачі потужності по лінії з урахуванням електричних втрат при заданому
ККД лінії відповідно до виразу

U2
ном ⋅cos2ϕ
L(ηij) = (1−ηij ) ⋅ , (4.5)
Pij ⋅ r0ij

де Pij – передана потужність по ij-ой лінії, кВт;
Uном – номінальна напруга мережі, кВ;
r0ij – питомий активний опір ij-ой лінії, Ом / км;
ηij – заданий ККД ij-ой лінії, в.о.
Дану величину запропоновано використовувати в якості обмеження
при оцінці доцільності об'єднання декількох ДСЕ в єдиний ЕТК. Умова
виключення лінії зв'язку виглядає наступним чином

117

Lij ≤ Lη , (4.6)
ij

де Lij – протяжність ij-ой лінії, км;
Lη – найбільше доцільна відстань передачі потужності по ij-ой лінії при
ij
заданому ККД лінії, км.
Розглянемо найбільш доцільну відстань передачі потужності по лінії з
урахуванням витрат на спорудження лінії. При оцінці доцільності
електричних зв'язків між ДСЕ, що об'єднуються, слід усунути варіанти
передачі незначної величини потужності на великі відстані, що є
нерентабельними. Розрахунок капітальних вкладень при спорудженні ij-ой
лінії проводиться за виразом [29]

KL =CL ⋅ lij , (4.7)
ij ij

де CL – питома вартість споруди ij-ой лінії, грн. / км;
ij
lij – довжина ij-ой лінії, км.
Питома вартість електроенергії CE , що передається по ij-ой лінії,
ij
може бути визначена за виразом

KLij
CE = , (4.8)
ij Pij ⋅ t

де Pij – передана потужність по ij-ой лінії, кВт;
t – число годин роботи мережі в нормальному режимі за рік.
Підставляючи вираз (4.7) в (4.8), з останнього можна визначити
найбільш доцільну відстань передачі потужності по лінії з урахуванням
витрат на її спорудження при заданому терміні окупності за виразом
118

CE ⋅P
ij ij ⋅ t
LE = , (4.9)
ij CLij

де CE – питома вартість електроенергії, переданої по ij-ой лінії,
ij
грн / кВт·год;
CL – питома вартість споруди ij-ой лінії, грн. / км;
ij
t – заданий термін окупності;
Pij – передана потужність по ij-ой лінії, кВт.
Дану величину запропоновано використовувати в якості обмеження
при оцінці доцільності об'єднання декількох ДСЕ в єдиний ЕТК.
Умова обмеження по протяжності лінії можна записати у вигляді

Lij ≤ LE , (4.10)
ij

де Lij – протяжність ij-ой лінії, км;
LE – найбільш доцільна відстань передачі потужності по ij-ой лінії з
ij
урахуванням економічних витрат при заданому терміні її окупності, км.
Розглянемо підхід до оцінки структурних властивостей електричної
мережі ЕТК, що об'єднує ДСЕ, в рамках якого можливі варіанти топології
мережі розглядаються з системної точки зору на основі положень теорії
графів і елементів структурно-топологічного аналізу [73 ].
Теорія графів – розділ дискретної математики, що досліджує
властивості кінцевих множин з заданими відносинами між їх елементами [71-
73]. Теорія графів знайшла широке застосування при проектуванні та аналізі
великих традиційних електроенергетичних систем високої напруги при
вирішенні задач вибору найбільш ефективних ліній зв'язку між різними
119

об'єктами. Дана методологія може бути адаптована для випадку подання
топології мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ з джерелами малої РГ
(рис. 4.1).

Рис. 4.1. Граф електричної мережі електротехнічного комплексу, що
об'єднує кілька децентралізованих систем електропостачання:
(i, j – вузли графа; (i; j) –гілка графа між i-м і j-м вузлом)

Представлений граф є орієнтованим. Орієнтація гілок графа
відповідає можливим (переважаючим) напрямками потоків потужності в
мережі. Вузлами (вершинами) графа є елементи ДСЕ: розподільні установки
(РУ), розподільні пункти (РП), трансформаторні підстанції (ТП), джерела
розподіленої генерації РГ і споживачі електроенергії (CЕ). Гілки графа – лінії
електропередач. Вузли графа характеризуються величинами потужностей
джерел і навантаження. Гілки – напрямкам передачі потужності, питомим
120

опорам, витратам на передачу електроенергії, протяжності. Можлива
побудова декількох графів, що відображають різні варіанти топології
електричної мережі ЕТК. На рис. 4.1 пунктирними лініями позначені
потенційно можливі варіанти електричних зв'язків між ДСЕ.
Існує кілька способів формалізованого завдання графа [71]: графічне,
матричне, множинне.
Графічне представлення є найбільш наочною формою подання
взаємин між елементами графа. Недоліком способу є відсутність можливості
застосування при вирішенні задач структурного аналізу великої розмірності.
Альтернативним варіантом завдання графа є його матричне уявлення,
що дозволяє при вирішенні задач використовувати ЕОМ. Існують різні
форми матричного представлення графа: за допомогою матриць суміжності
або матриць інцидентності [71, 70].
Орієнтований граф електричної мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ,
може бути повністю описаний за допомогою матриці суміжності вершин

a11 a12 a1n 
 
a21 a22 a
 2n  n
A = = aij , i =1,n; j=1,m , (4.11)
  m
 
am1 am2 amn 

де aij – елементи матриці А;
n – число вузлів графа;
m – число гілок (дуг) графа.
Елементи матриці суміжності вершин А для орієнтованого графа
визначаються наступним чином [68]

1, якщо з вершиниi можна перейти в вершину j;
aij =  . (4.12)
0 при відсутності зв'язку

121

Матриця суміжності вершин А є матрицею безпосередніх шляхів
графа, що мають довжину, яка дорівнює 1. Загальна кількість транзитних
шляхів від вершини i до j довжиною k може бути отримано в результаті
зведення матриці А в ступінь k [72].
За допомогою матриці суміжності вершин можуть бути визначені
структурно – топологічні характеристики графа, на основі значень яких
можливо отримати висновок про структурні властивості електричної мережі
ЕТК в цілому і її основних підсистемах.
Структурний аналіз мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ, на основі
теорії графів дозволить представити складну структуру електричних зв'язків
у вигляді зручного символічного зображення, оцінити значимість складових
мережі і зв'язків між ними, оцінити ефективність її структури і
сформулювати рекомендації щодо її поліпшення [73]. Важливою перевагою
застосування теорії графів є те, що при мінімумі вихідних даних підхід
дозволяє порівнювати між собою різні варіанти проектів на ранніх стадіях
розробки і отримувати якісно достовірні результати.
Структурно-топологічні характеристики електричної мережі.
На стадії проектування мережі електротехнічного комплексу, що
об'єднує кілька децентралізованих систем електропостачання можливе
проведення оцінки коректності побудови комплексу з допомогою таких
показників як: втрати потужності, струми короткого замикання, рівні
напруги в вузлах мережі, показники SAIDI і SAIFI [74]. Однак, при цьому не
враховуються структурні властивості мережі, що може привести до
прийняття неоптимальні рішень [74]. З метою вибору найбільш оптимальної
топології електричної мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ, запропоновано
порівнювати можливі варіанти топології за їх структурними властивостями.
Виділяють ряд структурно-топологічних характеристик (СТХ), які
можна використовувати для орієнтованого графа [71-73]: зв'язність
структури, структурна надмірність, нерівномірність розподілу зв'язків в
122

структурі, ентропія структури, структурна компактність, діаметр структури,
ступінь централізації в структурі, ранг елемента і інші.
Вихідний орієнтований граф мережі ЕТК може бути описаний за
допомогою матриці суміжності вершин відповідно до формул (4.11) і (4.12).
Після чого можуть бути розраховані структурно-топологічні характеристики.
Зв`язність структури – характеристика, що дозволяє виявити наявність
обривів в структурі, висячі вершини та інше.
Найбільш повно кількісно зв'язність елементів орієнтованого графа
визначається матрицею зв'язності C = cij . Чим більше величина C , тим
вище значення зв'язності і, тим потенційно більш надійною є розглянута
топологія електричної мережі. Для орієнтованого графа вона може бути
визначена згідно виразу
n n
C =∑∑cij , (4.13)
i=1 j=1

де cij – число вузлів графа;
cij – елемент матриці зв'язності С, що визначається за співвідношенням

1, якщо aΣ ij ≥1
cij =  , ( 4.14)
0, якщо aΣ ij = 0

де aΣij – елемент сумарної матриці суміжності AΣ , що визначає сумарне
число шляхів від вузла i до вузла j.
Матриця AΣ може бути визначена наступним чином

n
A =∑Ak
Σ , (4.15)
k=1

де A – матриця суміжності вершин графа;
k – довжина шляху (число ділянок) від вершини i до вершини j.
123

Структурна надмірність – характеристика, що відображає
перевищення загального числа зв'язків над мінімально необхідним. Служить
для непрямої оцінки економічності і надійності досліджуваної топології [38].
В разі орієнтованого графа визначається за виразом

 n n  1
R = ∑∑aij ⋅ −1, i ≠ j, (4.16)

n −1
i=1 j=1 

де aij – елемент матриці суміжності вершин А;
n – число вершин графа.
Найбільш економічна топологія повинна мати мінімальну кількість
надлишкових електричних зв'язків, наявність яких збільшить витрати на
спорудження додаткових ЛЕП, необхідної комутаційної і захисної апаратури.
Таким чином, в якості кращою повинна розглядатися топологія з найменшим
значенням характеристики.
Нерівномірність розподілу зв'язків – параметр, що характеризує
недовикористання можливостей заданої топології в досягненні максимальної
зв'язності [72, 71]. Враховується показником ε2 – квадратичне відхилення
заданого розподілу ступеня вершин. Визначається згідно виразу

n  4m2 
ε2 =∑ 2
ρi −  , (4.17)
 
i=1 n 

де ρi – дійсний ступінь i-ї вершини графа (число ребер, інцидентних i-ой
вершині графа);
m – число ребер графа;
n – число вершин графа.
124

Значення параметра, рівне нулю, характеризує рівномірну топологію.
Чим більше величина ε2 , тим більше нерівномірність зв'язків. Таким чином,
більш оптимальною буде вважатися топологія з найменшою величиною
параметра.
Структурна компактність – характеристика, що відображає близькість
вершин графа між собою. Визначається за виразом [72]

n n
Q =∑∑dij, i ≠ j , (4.18)
i=1 j=1

де dij – мінімальна довжина шляху з вершини i в вершину j;
n – число вершин графа.
Чим менше величина характеристики, тим топологія більш компактна
(потенційно економічніша і є більш надійна). Крім того, більш компактна
структура характеризується більшим ступенем оперативності в управлінні
елементами. Таким чином, даний параметр підлягає мінімізації.
Ступінь централізації в структурі – параметр, що характеризує ступінь
віддаленості елемента від інших елементів в топології. Кількісна оцінка
ступеня централізації в структурі визначається індексом центральності [71]

2Z
δ = (n −1) max − n
, (4.19)
Zmax (n − 2)

де n – число вершин графа.
Компонент формули (4.19) Zmax може бути знайдений наступним
чином
Zmax =max{Zi} , (4.20)

де Zi – величина, яка визначається відповідно до виразу (4.21):
125

Q  n 
Zi = ∑dij , i =1,n; i ≠ j , (4.21)
2  
 j=1 

де Q – структурна компактність топології;
dij – мінімальна довжина шляху з вершини i в вершину j;
n – число вершин графа.
Чим менше значення параметра, тим надійніше топологія. Високе
значення ступеня централізації висуває підвищені вимоги до пропускної
здатності центрального елемента в топології мережі, через який
встановлюється велика кількість зв'язків, а також до надійності його
функціонування, так як відмова цього елемента веде до порушення
нормальної роботи всієї системи. При великій величині параметра має сенс
дублювання центрального елемента з метою підвищення надійності
топології.
Топологія мережі з меншим значенням параметра є більш кращою.
Проведення структурного аналізу на основі розглянутих СТХ для
електричної мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ, дозволить:
• якісно і кількісно оцінити топологію мережі і її елементів;
• порівняти різні варіанти топології мережі між собою і вибрати
найбільш оптимальний з позицій загального системного підходу на ранній
стадії проектування;
• встановити і усунути недоліки ( «вузькі» місця ») в розглянутій
топології мережі ЕТК, тим самим підвищити надійність електропостачання
споживачів і (або) скоротити нераціональні витрати на надлишкові зв'язки в
топології;
• встановити найбільш значущі і завантажені зв'язками елементи
топології, від надійної роботи яких багато в чому залежить якість
функціонування всієї системи;
126

• отримати відомості про компактність розглянутої топології
мережі, від якої залежить надійність системи, а також оперативність у її
управлінні.
Представлені СТХ дозволяють оцінити структурні властивості
кожного аналізованого варіанта топології електричної мережі ЕТК і, шляхом
порівняння, визначити найкращий варіант топології по конкретній
характеристиці. Однак, вибір оптимальної топології з урахуванням
комплексної оцінки всіх СТХ доволі скрутний.

4.2 Інтегральний показник оцінки порівнюваних варіантів
топології електричної мережі електротехнічного комплексу

Оцінка і подальше порівняння варіантів топології мережі окремо по
кожної розглянутої вище СТХ не представляє будь-якої складності.
Однак, вибір оптимальної топології мережі, з урахуванням комплексу
розглянутих параметрів, складний.
З метою сукупного врахування всіх СТХ при порівнянні можливих
варіантів топології електричної мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ,
запропоновано використовувати інтегральний показник оцінки порівнюваних
топологій, який визначається за допомогою методу зважених сум критеріїв
(МЗСК) за виразом [67]

M
K j =∑kiPij , i =1,2,...,M; j=1,2,...,N , (4.22)
i=1

де Pij – наведена оцінка i-ой характеристики j-ой топології,
ki – середньозважений коефіцієнт цінності i-ой характеристики, що
визначається за допомогою МЗСК;
N – кількість порівнюваних топологій;
M – кількість порівнюваних структурно-топологічних характеристик.
127

• МЗСК є одним з базових методів прийняття рішень. До переваг
методу слід віднести: простоту сприйняття, мінімальний обсяг одержуваної
від експерта інформації (що робить метод більш об'єктивним), а також
відсутність обмежень по кількості одноразово порівнюваних альтернатив і
критеріїв. МЗСК заснований на розкиду величин однорідних критеріїв
порівнюваних альтернатив і передбачає проведення наступних етапів:
• приведення оцінок об'єктів за критеріями до безрозмірного
вигляду;
• визначення ваг критеріїв, що відображають розкид оцінок
об'єктів;
• визначення ваг критеріїв, заснованих на думці експертів (етап не
є обов'язковим);
• визначення узагальнених ваг критеріїв, які враховують як думку
експертів, так і розкид оцінок об'єктів за даним критерієм;
• визначення зважених оцінок об'єктів (твір безрозмірних оцінок на
ваги відповідних критеріїв);
• визначення комплексних оцінок об'єктів (сума зважених оцінок).
За оцінювані об'єкти і критерії прийняті, відповідно, порівнювані
варіанти топології електричної мережі ЕТК і структурно-топологічні
характеристики, розраховані для аналізованого варіанта топології мережі.
Наведена оцінка i-ой характеристики j-ой топології, в залежності від
максимізації або мінімізації характеристики, визначається за одним з виразів

 pij
Pij = ,P
max ij →max;
 pij
 , (4.23)
pmin
 ij
Pij = ,Pij →min,
 pij

де pij – абсолютне значення i-ой характеристики j-ой топології;
128

pmax min
ij (pij ) – максимальне (мінімальне) абсолютне значення з переліку
однорідних i-тих характеристик j-тих топологій.
Для підвищення якості оціночних робіт доцільно використання
декількох джерел, які оцінюють порівнювані СТХ [67, 68].
Середньозважений коефіцієнт цінності i-ой характеристики може бути
визначений за виразом

k1 + k
k 2
i = , (4.24)
2

де k1 – коефіцієнт цінності i-ой характеристики, що відображає розкид
оцінок по порівнюваним варіантів топології мережі;
k2 – коефіцієнт цінності i-ой характеристики, отриманий на основі
експертної оцінки.
Слід зазначити, що опитування експертів є не обов'язковим. Якщо
отримання експертних оцінок важке, то для оцінки важливості критеріїв
можна використовувати тільки коефіцієнти цінності, що відображають
розкид оцінок по порівнюваним об'єктам . Тоді середньозважений коефіцієнт
цінності i-ой характеристики може бути визначений за формулою [68]

r
k = k = i
i 1 , (4.25)
m
∑ ri
i=1

де ri – величина розкиду i-ой характеристики;
m – кількість величин розкиду.
Величину розкиду i-ой СТХ можна знайти за виразом

1 N
ri = ⋅∑ Pij − Pi , i =1,2,...,M., (4.26)
N ⋅Pi j=1

129

де Pi – середня оцінка i-ой характеристики.
У свою чергу, середня оцінка i-ой СТХ визначається

1 N
Ri = ⋅∑Pij, i =1,2,...,M . (4.27)
N ⋅
j=1

Таким чином, з точки зору структурно-топологічного аналізу
найбільш оптимальному варіанту топології електричної мережі розглянутого
ЕТК буде відповідати максимальне значення інтегрального показника K j , що
визначається відповідно до виразу (4.22).
Електрична мережа з найбільшим значенням K j є найбільш
компактною (отже, економічної і з меншими втратами), але з найкращими
зв'язками між вузлами з точки зору взаємного резервування.

4.3 Алгоритм вибору оптимальної топології електричної мережі
електротехнічного комплексу, що об'єднує децентралізовані системи
електропостачання

На основі запропонованого підходу розроблено алгоритм визначення
оптимальної топології електричної мережі електротехнічного комплексу, що
об'єднує кілька децентралізованих систем електропостачання і
функціонуючого за принципом віртуальної електростанції [75].
Блок-схема алгоритму показана на рис. 4.2.
Суть алгоритму полягає в наступному. На початковому етапі задаються
вихідні дані ДСЕ, що розглядаються: тип, кількість і встановлена потужність
джерел РГ; потужність споживачів; вихідні топології електричних мереж
ДСЕ , що об'єднуються; рівні напруги; параметри ЛЕП.
Після завдання вихідних даних електричні мережі всіх ДСЕ
представляються у вигляді орієнтованих графів. Визначаються можливі
варіанти електричних зв'язків між ДСЕ.
130

Наступний етап – звуження області пошуку оптимальної топології
електричної мережі об'єднує ЕТК, згідно обмеженням (4.1), (4.2), (4.6) і
(4.10): за допустимим значення струму в лінії, допустимому відхиленню
напруги в вузлах мережі, а також найбільшим доцільною відстанню передачі
потужності по лінії з урахуванням електричних втрат і економічних витрат.
За наведеними умовами проводиться коригування можливих електричних
зв'язків в мережі розглянутого ЕТК.
Далі формується ряд графів, що описують можливі варіанти топології
електричної мережі ЕТК. Отримані графи представляються в матричної
формі. Для кожного графа проводиться розрахунок СТХ за виразами (4.13),
(4.16) - (4.19) і розраховується їх сукупна інтегральна оцінка для
порівнюваних варіантів топології відповідно до виражень (4.22) - (4.27).
Визначаються варіанти топології мережі з найбільшими значеннями
інтегрального показника K j . На заключному етапі (при необхідності)
проводиться додаткова оцінка ефективності та визначається єдина
оптимальна топологія електричної мережі ЕТК.
Алгоритм спрямований на підвищення ефективності
електропостачання, отже, відповідає нормальному режиму роботи.
Дослідження ненормальних і обтяжених режимів може проводитися на етапі
оцінки топології за додатковими параметрами. Завдання реконфігурації
електричної мережі при аварійних режимах (коротких замикань) в алгоритмі
не відображені, оскільки вимагають власних підходів до вивчення і
вирішення.
Розроблений алгоритм [75] дозволяє на етапі проектування оцінити
варіанти топології електричній мережі ЕТК, що об'єднує кілька ДСЕ, і
вибрати оптимальну топологію для здійснення нормального режиму роботи,
виявити «вузькі» місця в топології і є основою для подальшого аналізу
аварійних і ремонтних режимів роботи. Відмінною особливістю алгоритму є
врахування сукупної оцінки структурно- топологічних властивостей мережі
131

ЕТК, що є додатковим інструментом перевірки коректності при виборі
оптимальної топології.

Рис. 4.2. Блок-схема алгоритму визначення оптимальної топології
електричної мережі електротехнічного комплексу, що об'єднує кілька
децентралізованих систем електропостачання

Представлений алгоритм може бути доповнений аналізом стійкості
можливих режимів роботи такої мережі, оцінкою показників якості
електроенергії, струмів короткого замикання, урахуванням особливостей
схем підключення джерел РГ і параметрів перетворювального устаткування.
132

Перевагами алгоритму є невеликий обсяг вихідних даних, відсутності
складних математичних обчислень, простота і наочність, за рахунок
символічного (у вигляді графів) уявлення електричної мережі ЕТК. Він може
застосовуватися для топологічного аналізу мережі ЕТК, що об'єднує кілька
ДСЕ з великою кількістю об'єктів РГ і споживачів електроенергії.
Недоліком алгоритму є збільшення кількості аналізованих варіантів
топології при ускладненні електричної мережі ЕТК.

Висновки розділу 4

1. Запропоновано обмеження, що дозволяють оцінити доцільність
електричних зв'язків між ДСЕ при їх об'єднанні в ЕТК. Обмеженнями є:
допустиме значення струму в лінії; допустиме відхилення напруги в вузлах
мережі; найбільші доцільні відстані передачі потужності по лінії з
урахуванням електричних втрат при заданому ККД лінії і економічних
витрат на її спорудження при заданому терміні окупності.
2. З метою визначення оптимальної топології електричної мережі
ЕТК, що об'єднує ДСЕ з використанням технологій ВіЕС, запропоновано
проводити структурний аналіз мережі. Для цього запропоновано перелік
структурно топологічних характеристики систем: зв'язність структури,
структурна надмірність, нерівномірність розподілу зв'язків, структурна
компактність, ступінь централізації.
3. Розроблено алгоритм визначення оптимальної топології
електричної мережі ЕТК, що об'єднує ДСЕ і функціонуючого за принципом
ВіЕС. Алгоритм відрізняється інтегральної сукупної оцінкою структурно –
топологічних характеристик мережі.

133

ВИСНОВКИ

1. Проведено дослідження особливостей електропостачання
периферійних споживачів, виділені основні проблеми (низька надійність
електропостачання, висока витрата органічного палива, низька якість
електроенергії, висока собівартістю електроенергії) і обґрунтовано
актуальність впровадження нових принципів і технологій для підвищення
ефективності електропостачання.
2. Виконано аналіз публікацій, присвячених віртуальним
електростанціям, що дозволив сформулювати принцип і виділити технології
ВіЕС, а також визначити особливості та перспективи розвитку даного
напрямку.
3. Запропоновано алгоритм вибору параметрів розподіленої генерації
та місць приєднання РГ до електричної мережі.
4. Запропоновано обмеження, що дозволяють оцінити доцільність
електричних зв'язків між децентралізованими системами електропостачання
при їх об'єднанні в віртуальні електростанції. Обмеженнями є: допустиме
значення струму в лінії; допустиме відхилення напруги в вузлах мережі;
найбільші доцільні відстані передачі потужності по лінії з урахуванням
електричних втрат при заданому ККД лінії і економічних витрат на її
спорудження при заданому терміні окупності.
5. З метою визначення оптимальної топології електричної мережі
віртуальної електростанції, що об'єднує ДСЕ , запропоновано проводити
структурний аналіз мережі. Для цього сформований перелік структурно
топологічних характеристики систем: зв'язність структури, структурна
надмірність, нерівномірність розподілу зв'язків, структурна компактність,
ступінь централізації.
6. Розроблено алгоритм визначення оптимальної топології
електричної мережі віртуальної електростанції, що об'єднує децентралізовані
системи електропостачання.
134

Основні результати роботи опубліковано у доповіді «Підвищення
ефективності електропостачання розосереджених периферійних споживачів»
- VII Міжнародна науково-теоретична конференція «Science of XXI century:
development, main theories and achievements». 15 листопада 2024 р. Гельсінкі,
Фінляндська Республіка.

135

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Енергетична складова розвитку України. Стислий аналіз / Ю.Г.
Озерський, С.В. Артюх; ДМГО ЕкоДонбас, Донецьк, 2009. 9 с. // [Електрон.
ресурс]. Спосіб доступу:
http://lowcarbon.org.ua/pic/strategy_analysis_2030_ua.pdf.
2. Наказ від Міністерство енергетики та вугільної промисловості
України 04.08.2014 № 543 м. Київ. Режим доступу:
mpe.kmu.gov.ua/minugol/doccatalog/documen.
3. 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
2021.с.239-246. Вилучено з:
https://www.tech.vernadskyjournals.in.ua/journals/2021/3_2021/38.pdf
4. 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
5. ДСТУ-Н Б В.2.5-80:2015. Настанова з проектування систем
електропостачання промислових підприємств. Київ. Мінрегіон. 2016.
6. ДСТУ EN 50160:2014 (EN 50160:2010, IDT) Характеристики
напруги електропостачання в електричних мережах загальної призначеності.
Київ МІНЕКОНОМРОЗВИТКУ УКРАЇНИ. 2014.
7. Денисова А. Є. Ефективність систем енергозабезпечення
промислових підприємств / А. Є. Денисова, В. Ю. Бірюк, П. О. Котов //
Холод. техніка і технологія. - 2011. - № 1. - С. 23 - 25.
8. Буцько З. Ю. Стан і перспективи розвитку малої гідроенергетики
в провідних зарубіжних країнах та Україні в контексті заміщення органічного
палива поновлюванними енергетичними ресурсами / З. Ю. Буцько, В. І.
Мартинюк // Енергетика та електрифікація. - 2011. - № 2. - С. 3 - 19.
136

9. Сектор відновлюваної енергетики України до, під час та після
війни URL: https://razumkov.org.ua/statti/sektor-vidnovlyuvanoyi-energetyky-
ukrayiny-do-pid-chas-ta-pislya-viyny (дата звернення: 22.01.2023).
10. Іванов Д. «Децентралізація» системи електропостачання: погляд
зсередини. Економічна правда. URL:
https://www.epravda.com.ua/columns/2022/12/21/695248/ (дата звернення:
08.02.2023).
11. Інтеграція поновлюваних джерел енергії в розподільні
електричні мережі сільських регіонів / В. В. Козирський, Ю. І. Тугай, В. М.
Бодунов, О. В. Гай // Технічна електродинаміка. – 2011. – № 5. – С. 63–67.
12. European Virtual Fuel Cell Power Plant. System development, build,
филд installation and European demonstration of a virtual fuel cell power plant
consisting оф residential micro-CHP’s // Management Summary Report. –
Remscheid, Germany. – 2007. – 19 р.
13. Hennig, Е. Die Idee des virtuellen Kraftwerks / Seminar Virtuelle
Kraftwerks technische Voraussetzungen und Chancen, Unna. – 2004. – pp. 2-3.
14. Doppel, G. Distributed generation – literature review and outline of
the Swiss situation / G. Koeppel // Internal report. – Zurich, Swiss. – 2005. – 22 р.
15. Zetiaran, Е.А. Concept and controllability of virtual power plant //
Diss. – Kassel, Univ. – 2008. – 114 p.
16. Styczynski, Z.A., You, S. A market-based virtual power plant / S.
You, C. Traholt, B. Poulsen // 2009 International Conference on Clean Electrical
Power. – Capri, Italy. – 2009. – pp. 460-465.
17. Pudjianto, D., Othman, М.M. A review of virtual power plant
definitions, components, framework and optimization / M.M. Othman, Y.G.
Hegazy, A.Y. Abdelaziz // International Electrical Engineering Journal. – 2015. –
Vol. 7, No. 11. – pp. 2033-2047.

137

18. Лежнюк П. Д. Особливості роботи відновлюваних джерел енергії
в локальній електричній системі / П. Д. Лежнюк, О. А. Ковальчук,В. В. Кулик
// Відновлювана енергетика ХХІ століття : матеріали XІІ міжнарод. наук.-
практ. конференції. – Крим, 2011.– С. 42–46.
19. Лежнюк П. Д. Визначення та аналіз втрат потужності від
транзитних перетоків в електричних мережах енергосистем методом
лінеаризації / П. Д. Лежнюк, В. В. Кулик, А. Б. Бурикін // Електричні мережі
та системи. – 2006. – № 1. – С. 28–32.
20. Лежнюк П. Д. Взаємовплив електричних мереж і систем в
процесі оптимального керування їх режимами : монографія/ П. Д. Лежнюк, В.
В. Кулик, О. Б. Бурикін – Вінниця : УНІВЕРСУМ- Вінниця, 2008. – 123 с.
21. Комплексне інтелектуальне управління функціонуванням
енергетичних систем з використанням нетрадиційних джерел енергії / Є.
Чайковська, Н. Іщук, К. Кустов, В. Стефанюк // Автоматика — 2007 :
матеріали XIV міжнар. конф. з автомат. упр., Севастополь, 10 - 14 верес. 2007
р. / НАН України, МОН України, М-во палива та енергетики України [та ін.].
- Севастополь, 2007. - Ч. 2. - С. 183 - 185.
22. Денисюк С.П. Аналіз проблем впровадження віртуальних
електростанцій [Текст] // С.П. Денисюк, Д.С. Горенко / Енергетика:
економіка, технології, екологія. – 2016. – №2. – С. 25 – 33.
23. Кириленко О.В., Технічні аспекти впровадження джерел
розподільної генерації в електричних мережах / О.В. Кириленко, В.В.
Павловський,Л.М. Лук’яненко// Техн. електродинаміка. – 2011. – №1. – С.46–
53.
24. Smart Power Grids – Talking about a Revolution// IEEE Emerging
Technology portal, 2009. 2011.[Electronic resource] – Mode of access:
http://www.ieee.org/portal/site/emergingtech/techindex.jsp?techId=1220.
25. Відновлювані джерела енергії в розподільних електричних
мережах : монографія / П. Д. Лежнюк, О. А. Ковальчук, О. В. Нікіторович, В.
В. Кулик. – Вінниця : ВНТУ, 2014. – 204 с.
138

26. Федорчук С.О. Системи акумулювання електроенергії, аналіз
можливостей та їх поєднання для застосування в енергосистемі // Федорчук
С.О., Лазуренко О.П., Івахнов А.В. / Вісник НТУ „ХПІ”. – Харків:
НТУ”ХПІ”– № 10(1286) 2018. – Серія: Енергетика: Надійність та
енергоефективність, с.53-60
27. Лежнюк П. Д. Оптимізація фйнкціонування розосереджених
джерел енергії в локальних енергетичних системах / П. Д. Лежнюк, О. Є.
Рубаненко, Ю. В. Малогулко. // Вісник НТУ «ХПІ». – 2014. – №60. – С. 68–
77.
28. Правила улаштування електроустановок. Міненерговугілля
України. Київ 2017. - 617 с. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми
технологічного проектування енергетичних систем і електричних мереж
35 кВ і вище
29. Проєктування систем забезпечення споживачів електричною
енергією [Електронний ресурс] : навч. посіб. для студ. Спеціальності 141
«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.
30. 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.
31. ГКД 341.004.001-94. Норми технологічного проектування
підстанцій змінного струму з вищою напругою 6-750 кВ. Харків.
Видавництво «ІНДУСТРІЯ». 2011.
32. СОУ-Н ЕЕ 20.178:2008. Схеми принципові електричні
розподільчих установок напругою від 6 кВ до 750 кВ електричних
підстанцій. Настанова.

139

33. Комплексне інтелектуальне управління функціонуванням
енергетичних систем з використанням нетрадиційних джерел енергії / Є.
Чайковська, Н. Іщук, К. Кустов, В. Стефанюк // Автоматика — 2007 :
матеріали XIV міжнар. конф. з автомат. упр., Вінниця, 10 - 14 верес. 2007 р. /
НАН України, МОН України, М-во палива та енергетики України [та ін.]. -
Вінниця, 2007. - Ч. 2. - С. 183 - 185.
34. Касич А.О. Альтернативна енергетика: світовий та вітчизняний
досвід / А.О. Касич, Я.О. Литвиненко, П.С. Мельничук // Наукові записки
Національного університету «Острозька академія». Економіка. – 2013. – Вип.
23. – С. 43–47.
35. Denysiuk S. Analysis Of Exchangeable Processes During Parallel
Operation Of Wind Power Plants [Текст] / S. Denysiuk, D. Horenko // Eastem-
European Journal of Enterprice Technologies – 2016. – 4/8(82). – C. 26 – 32.
36. Денисюк С.П., Особливості аналізу впливу завад від різнорідних
типів джерел розосередженої генерації на процеси в навантаженнях /
Денисюк С.П., Деревянко Д.Г., Щербань К.Ю. // «Журнал инженерных наук»
– 2014. – № 2. – С. В 1–В 7.
37. Acharya N., Mahat P., Mithulanathan N. An analytical approach for
DG allocation in primary distribution network // Electric Power and Energy
Systems. – 2006. – Vol. 28. – P. 669- 678.
38. Ackermann T., Andersson G., Soder L. Distributed generation: a
definition // Electric Power Systems Research. – 2001. – Vol. 57. – P. 195–204.
39. 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.
40. Christensen, J.F. Methods and Models for Evaluating the Impact of
Decentralized Generation. / J.F. Christensen, A. Grueland Sorensen, N.
Hatziargyriou, M. Donnell y. // CIGRE, Paper presented on behalf of Study
Committee 38, 2008.
140

41. Перехідні процеси в системах електропостачання: Підручник для
вузів. / Г.Г. Півняк, В.М. Винославський, А.Я. Рибалко, Л.І. Несен. –
Дніпропетровськ, 2002. – 597 с.
42. ДСТУ ІЕС 60909-0:2007. (ІЕС 60909-0:2001, IDТ) Струми
короткого замикання у трифазних системах змінного струму. Частина 0.
Обчислення сили струму. Київ. Держспоживстандарт України 2009.
43. ДСТУ IEC/TR 60909-4:2008. (IEC/TR 60909-4:2000, IDТ). Струми
короткого замикання в трифазних системах змінного струму. Частина 4.
Приклади обчислення сили струму короткого замикання. Київ.
Держспоживстандарт України. 2009
44. Лежнюк П. Д. Дослідження стану обладнання локальних
електричних систем / П. Д. Лежнюк, І. О. Гунько // Контроль і управління в
складних системах (КУСС-2014) : ХІІ Міжнарод. наук.-техн. конф. :тези
доповідей. – Вінниця, 2014. – С. 137.
45. Izykowski, J. Accurate Noniterative Fault Location Algorithm
Utilizing Two-End Unsynchronized Measurements [Text] / J. Izykowski, E.
Rosolowski, P. Balcerek, M. Fulczyk, M. M. Saha // IEEE Transaction on Power
Delivery. – 2010. – Vol. 25, № 1. – Р. 72–80 (Wroclaw Univ. of Technol.,
Wroclaw, Poland).
47. Лежнюк П. Д. Оцінювання впливу джерел відновлюваної енергії
на забезпечення балансової надійності в електричній мережі /П. Д. Лежнюк,
В. О. Комар, Д. С. Собчук // Вісник Вінницького полі- технічного інституту.
– 2013. – № 6. – С. 10-15.
48. Irving M. R. Efficient Newton-Raphson algorithm for load-flow
calculation in transmission and distribution networks / M. R. Irving, J. H. Sterling
// Proc. IEE Gener., Transm. Distrib. – 1987.– V. 134, No. 5. – P. 325–330.
49. On efficient use of local sources in smart grids with power quality
constraints / D. Forner, T. Erseghe, S. Tomasin, P. Tenti // Proc. IEEE Int. Conf.
Smart Grid Commun.D. – Gaithersburg, USA, Oct. 2010. рр. 135..
141

50. Лежнюк П. Д. Оптимізація функціонування розосереджених
джерел енергії в локальних електричних системах / П. Д. Лежнюк, О. Є.
Рубаненко, Ю. В. Малогулко // Вісник національного технічного
університету «Харківський політехнічний інститут». – 2014. - № 60. – С. 68-
77.
51. Kilter, J. Verification of Wind Parks and their Integration into Small-
Interconnected Power System/ J. Kilter, M. Landsberg, I. Palu, O. Tšernobrovkin //
IEEE Bucharest Power Tech Conference.- June 28th - July 2nd, 2009.- Bucharest,
Romania.
52. Лежнюк П. Д. Забезпечення оптимального керування
нормальними режимами ЕЕС шляхом підвищення надійності
високовольтних вводів / П. Д. Лежнюк, І. О. Гунько // Вісник національного
технічного університету України «Київський політехнічний інститут». Серія:
Гірництво. - 2014. - № 25. - С. 92-100.
53. Зайченко Ю. Дослідження операцій : підручник / Ю. Зайченко. -4-е
вид., перероб. і допов. - К., 2001. - 688 с.
54. Яндульський О. С. Оптимальне регулювання напруги в
розподільній електричній мережі з джерелом розосередженого генерування з
урахуванням їх належності одному власнику при використанні резерву
активної потужності / О. С. Яндульський, Г. О. Труніна, А. Б. Нестерко //
Вісник Кременчуцького національного університету ім. Михайла
Остроградського. - 2015. - № 2/91. – С. 50–54.
55. Лежнюк П. Д. Критеріальне моделювання в задачах оцінки якості
функціонування систем / П. Д. Лежнюк, В. О. Комар, Ю. В. Томашевський //
Вісник Вінницького політехнічного інституту. – 2003. – № 3. – С.48–52.
56. Інтеграція поновлюваних джерел енергії в розподільні електричні
мережі / Ю. І. Тугай, В. В. Козирський, О. В. Гай, В. М. Бодунов // Технічна
електродинаміка. - 2011. - № 5. - С. 63-67.

142

57. Пiчкур В. В. Дискретний варiант методу динамiчного
програмування в задачi структурно-параметричної оптимiзацiї / В. В. Пiчкур,
Є. М. Страхов // Журнал обчислювальної та прикладної математики. – 2010. –
№ 3 (102). – С. 103–109.
58. Башняков О. М. Практична стiйкiсть, оцiнки та оптимiзацiя /
Башняков О. М., Гаращенко Ф. Г., Пiчкур В. В. – К. : Київський унiверситет,
2008. – 383 с.
59. Strakhov E. M. Dynamic Programming in Structural and Parametric
Optimization / E. M. Strakhov // International Journal of Pure and Applied
Mathematics. – 2013. – Vol. 82, no. 3. – PP. 503–512.
60. Гаврилюк Б. В., Терешкевич Л. Б. Методи дослідження операцій у
вирішенні оптимізаційних задач електроенергетики. Матеріали LІII науково-
технічної конференції підрозділів ВНТУ, Вінниця, 20-22 березня 2024 р.
Електрон. текст. дані. 2024. URI: https://conferences.vntu.edu.ua/index.php/all-
feeem/all-feeem-2024/paper/view/19900.
61. Денисюк С.П. Оцінка ефективності сумісної роботи
розосереджених джерел генерації електроенергії, включаючи
відновлювальні, в електроенергетичних системах / С.П. Денисюк, Т.М.
Базюк, Д.Г. Дерев’янко // Вісник Кременчуцького національного
університету імені Михайла Остроградського – 2013. –№3(80). – С. 54 – 59.
62. Денисюк С.П. Аналіз проблем впровадження віртуальних
електростанцій [Текст] // С.П. Денисюк, Д.С. Горенко / Енергетика:
економіка, технології, екологія. – 2016. – №2. – С. 25 – 33.
63. Елистратов В. В. Моделирование работы и оптимизация
параметров систем автономного электроснабжения на основе ВИЭ / В. В.
Елистратов, Е. С. Аронова // Изв. РАН. Энергетика. - 2011. - № 1. - С. 119 -
127.
64. 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
143

випуск: Нові рішення в сучасних технологіях. Харків: НТУ «ХПІ», 2017. №
23. С. 131–136. DOI: 10.20998/2413-4295.2017.23.21.
64. 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.
65. СОУ-Н ЕЕ 40.1-00100227-101:2014 Норми технологічного
проектування енергетичних систем і електричних мереж 35 кВ і вище.
66. Черемісін, М. М. Економічні розрахунки в інженерній діяльності
(на прикладах задач електроенергетики) [Текст]: навч. посіб. /
М. М. Черемісін, В. І. Романченко. – Харків: Факт, 2006. – С. 17-22.
67. 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.
68. 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.
69. 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.
70. Методи моделювання складних систем і процесів. Є.А. Настенко,
В.А. Павлов, О.К. Городецка, Г.А. Корнієнко. Київ. КПІ ім. Ігоря
Сікорського.2022.
https://ela.kpi.ua/server/api/core/bitstreams/dc7fc290-5e19-45b6-bb05-
ca1b91b5b77e/conten.
144

71. Теорія графів. І.М. Кузьменко, 2020. КПІ ім. Ігоря Сікорського,
2020. https://ela.kpi.ua/server/api/core/bitstreams/fb0a4251-74d9-470b-88da-
71abb4e85f93/content.
72. Самойлик О.В . Дослідження ефективності топології об'єднаного
електротехнічного комплексу на базі розподіленої генерації. [Текст]/
Самойлик О.В ., Ткаченко В.Ф. Modern scientific researches. Issue 17/ Part 1 IS
SN 2523-4692. с.16 – 26. DOI: 0.30889/2523-4692.2021-17-01-007.
73. Самойлик О.В. «Підвищення ефективності розподіленої генерації
у складі електротехнічного комплексу»./ Ткаченко В.Ф. Вчені записки ТНУ
імені В.І. Вернадського. Серія Технічні науки. Т. 32(71) №5, 2021. с.184 –
191.
74. Сердюк Б. М. Використання показників SAIDI, SAIFI для
економічної оцінки надійності електропостачання промислових
підприємств / Б. М. Сердюк, А. А. Ліщук. // Ефективна економіка. - 2012. -
№ 2. - Режим доступу: http://nbuv.gov.ua/UJRN/efek_2012_2_43.
75. Nebylytsia Yu., Samoilyk O. Increase in the efficiency of power supply
to distributed peripheral consumers. VII International Scientific and Theoretical
Conference «Science of XXI century: development, main theories and
achievements». November 15, 2024; Helsinki, Finland.р.126-129.
DOI:https://doi.org/10.36074/scientia-15.11.2024.
https://previous.scientia.report/index.php/archive/issue/view/15.11.2024?ut
m_source=eSputnik-promo&utm_medium.

Репозиторій ЧДТУ