Моделирование микросети с распределенной генерацией_Иванов А.В.

Антон Иванов

Моделирование микросети с распределенной генерацией_Иванов А.В.

Представленные в работе научно-технические решения направлены на решение современных проблем в электроэнергетической отрасли России (отсутствие надежного электроснабжения автономных объектов, высокая цена электроэнергии на технологически изолированных территориях, загрязнение окружающей среды) и могут быть использованы для выполнения целей Энергетической стратегии России. Цель исследования: разработка имитационной модели изолированной системы электроснабжения, позволяющей проводить исследования энергетических процессов при функционировании системы по принципу «микрогрид».

Энергетика

Дипломы

Вуз: Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ им. Р.Е. Алексеева)

ID: 5eabeaefca23590001caf7c1

UUID: 8fb1e3b0-6dbb-0138-3423-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: около 4 лет назад

Просмотры: 302

16.34

Антон Иванов

Нижегородский государственный технический университет им. Р.Е. Алексеева (НГТУ им. Р.Е. Алексеева)

Комментировать 2

Рецензировать 0

Скачать - 5,3 МБ

Поделиться работой

МИНОБРНАУКИ РОССИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Р.Е. АЛЕКСЕЕВА» (НГТУ) Институт _Институт электроэнергетики__________________________________________ Направление подготовки (специальность) _13.03.02 Электроэнергетика и электротехника (код и наименование) ______________________________________________________________________________ Направленность (профиль) образовательной программы _Оптимизация развивающихся систем электроснабжения_______________________________________________________ ______________________________________________________________________________ (наименование) Кафедра _Электроэнергетика, электроснабжение и силовая электроника________________ ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА _____________магистра_______________ (бакалавра, магистра, специалиста) Студента _Иванова Антона Валерьевича_________________ группы _М16-ЭСз_________ (Ф.И.О.) на тему_Моделирование микросети с распределенной генерацией_____________________ (наименование темы работы) __________________________________________________________________________ СТУДЕНТ: ________ _Иванов А.В._ (подпись) (фамилия, и., о.) _________________________ (дата) КОНСУЛЬТАНТЫ: 1. По __________________________ ____________ _________________ (подпись) (фамилия, и., о.) _________________________ (дата) РУКОВОДИТЕЛЬ: ________ _Шадухо А.В._ (подпись) (фамилия, и., о.) _________________________ (дата) ____________ _________________ (подпись) (фамилия, и., о.) _________________________ (дата) РЕЦЕНЗЕНТ: ____________ _Жданов А.В._ (подпись) 2. По __________________________ (фамилия, и., о.) _______________ (дата) 3. По __________________________ ____________ _________________ (подпись) (фамилия, и., о.) _________________________ (дата) ЗАВЕДУЮЩИЙ КАФЕДРОЙ ______ _Севастьянов А.А._ (подпись) (фамилия, и.о.) _____________________ (дата) ВКР защищена ___________________ (дата) протокол № _____________________ с оценкой _______________________

МИНОБРНАУКИ РОССИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Р.Е. АЛЕКСЕЕВА» (НГТУ) АННОТАЦИЯ к выпускной квалификационной работе по направлению подготовки (специальности)__ 13.03.02 Электроэнергетика________ и________ электротехника_____________________________________________________ (код и наименование) студента__Иванова Антона Валерьевича__________группы__М16-ЭСз__________________ (Ф.И.О.) по теме ___ Моделирование микросети с распределенной генерацией__________________ _________________________________________________________________________________ Выпускная квалификационная работа выполнена на _113_ страницах, содержит 51 диаграмму, __16__ таблиц, библиографический список из __105__источников, __0__приложений. Актуальность: __научно-технические решения, представленные в работе, направлены на решение современных проблем в электроэнергетической отрасли России (отсутствие надежного электроснабжения автономных объектов, высокая цена электроэнергии на технологически изолированных территориях, загрязнение окружающей среды) и могут быть использованы для выполнения целей Энергетической стратегии России.___________________ Объект исследования:__ изолированная система электроснабжения с источниками________ распределенной генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии__ (ВИЭ).___________________________________________________________________________ Предмет исследования:__ функционирование системы по принципу «микрогрид»________ («Microgrid»).____________________________________________________________________ Цель исследования:__ разработка имитационной модели изолированной системы электроснабжения, позволяющей проводить исследования энергетических процессов при функционировании системы по принципу «микрогрид».______________________________ Задачи исследования:___1. Анализ понятий и принципов интеллектуальных электрических сетей - «микрогрид» («Microgrid»), «виртуальной электростанции» («Virtual Power Plant»), «энергетического интернета» («Internet of Energy»). Описание возможности их__________ использования для повышения эффективности изолированной системы________________ электроснабжения.__2. Формирование объекта исследования – изолированной системы__ электроснабжения с источниками распределенной генерации. 3. Разработка____________ имитационных моделей энергоустановок в составе изучаемой изолированной системы___

электроснабжения. 4. Разработка и исследование имитационной модели изолированной__ системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид».____________ 5. Концепция создания программно-аппаратного комплекса изолированной системы_____ электроснабжения, функционирующего по принципу «микрогрид».___________________ Методы исследования:__Анализирование аналогичных зарубежных проектов; анализирование и структурирование возможных режимов работы изолированной системы электроснабжения; имитационное моделирование энергоустановок._______________________________________ _________________________________________________________________________________ Структура работы:__ 1 Анализ понятий и принципов интеллектуальных электрических сетей. Формирование объекта исследования. 2 Анализ возможных режимов работы рассматриваемой системы электроснабжения. Разработка условий рациональности межсегментных перетоков. 3 Разработка имитационных моделей энергоустановок в составе изолированной системы электроснабжения. 4 Обоснование экономической эффективности использования возобновляемых источников энергии в изолированной системе электроснабжения. 5 Производственная безопасность._________________________ _________________________________________________________________________________ Во введении _перечисляются современные проблемы электроэнергетической отрасли России, формулируются объект, предмет, цели и задачи исследования.__________________ _________________________________________________________________________________ В 1 разделе «Анализ понятий и принципов интеллектуальных электрических сетей. Формирование объекта исследования.» приводятся описания ключевых терминов, проводится анализ аналогичных зарубежных проектов, формируется и описывается структура выбранной для исследования изолированной системы электроснабжения._____________________________________________________________ Во 2 разделе «Анализ возможных режимов работы рассматриваемой системы электроснабжения. Разработка условий рациональности межсегментных перетоков.» описываются возможные электроснабжения и режимы работы формулируются выбранной условия изолированной рациональности системы межсегментных перетоков_______________________________________________________________________ В 3 разделе «Разработка имитационных моделей энергоустановок в составе изолированной системы электроснабжения» представлена разработка имитационных моделей и результаты, полученные с помощью их работы, а также концепция создания программноаппаратного комплекса._________________________________________________________

В 4 разделе «Обоснование экономической эффективности использования возобновляемых источников энергии в изолированной системе электроснабжения» представлены экономические расчеты._________________________________________________________ В 5 разделе «Производственная безопасность» рассмотрены вопросы производственной безопасности, касающиеся воздушных линий электропередачи и проложенных в земле кабельных линий напряжением 0,4 кВ.____________________________________________ В заключении представлены полученные в ходе выполнения работы результаты. Выводы: 1._Проанализированы аналогичные зарубежные проекты и сформулированы определения «микрогрид», «энергетический интернет», «виртуальная электростанция».______________ 2._Проанализированы и представлены в иерархической структуре возможные режимы работы изолированной системы электроснабжения с учетом разработанных условий рациональности межсегментных перетоков.__________________________________________________________ 3._Разработаны имитационные модели энергоустановок, входящих в состав выбранной изолированной системы электроснабжения.___________________________________________ 4._Приведено экономическое обоснование использования ветроэнергетической установки при электроснабжении технологически изолированных территорий.__________________________ Рекомендации: 1._Отсутсвуют_______________________________________________________________________________ ______________/_________________ подпись студента /расшифровка подписи «____» _____________ 20_____ г.

СОДЕРЖАНИЕ Введение ......................................................................................................................................... 8 1 Анализ понятий и принципов интеллектуальных электрических сетей. Формирование объекта исследования.................................................................................................................. 11 1.1 Анализ понятий «микрогрид», «виртуальная электростанция», «энергетический интернет» .................................................................................................................................. 11 1.2 Описание возможности использования технологий «микрогрид», «виртуальной электростанции», «энергетического интернета» для повышения эффективности изолированной системы электроснабжения .......................................................................... 13 1.3 Формирование объекта исследования – изолированной системы электроснабжения с источниками распределенной генерации .............................................................................. 24 2 Анализ возможных режимов работы рассматриваемой системы электроснабжения. Разработка условий рациональности межсегментных перетоков .......................................... 27 2.1 Анализ возможных режимов работы изолированной системы электроснабжения .... 27 2.2 Определение условий начала и прекращения межсегментных перетоков мощности 32 2.3 Разработка блок-схемы, отражающей алгоритм взаимодействия объектов в составе рассматриваемой изолированной системы электроснабжения ........................................... 34 3 Разработка имитационных моделей энергоустановок в составе изолированной системы электроснабжения........................................................................................................................ 35 3.1 Разработка имитационных моделей энергоустановок в составе изолированной системы электроснабжения..................................................................................................... 35 3.2 Разработка и исследование имитационной модели изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» .................................. 77 3.3 Концепция создания программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» .................................. 80 4 Обоснование экономической эффективности использования возобновляемых источников энергии в изолированной системе электроснабжения ........................................ 87 4.1 Описание хода расчета. Принятые допущения ............................................................... 87 4.2 Экономический расчет для системы электроснабжения сегмента №1 с использованием генерирующих мощностей ВЭУ ................................................................ 92 4.3 Экономический расчет для системы электроснабжения сегмента №1 без ВЭУ, используя исключительно генерирующие мощности ДЭС ................................................. 96 4.4 Сравнение полученных результатов ............................................................................... 97 Изм Лист № документа Дата .Разраб. Иванов А.В. Подпись Проверил Шалухо А.В. Т.контр. Н.контр. Фитасов А.Н. Утвердил ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Пояснительная записка к дипломному проекту на тему: «Моделирование микросети с распределенной генерацией» Лит. у Лист 6 Листов 116 _ ИНЭЛ М16-ЭСз 0

5 Производственная безопасность ............................................................................................. 98 5.1 Воздушные линии 0,4 кВ .................................................................................................. 98 5.2 Кабельные линии 0,4 кВ, проложенные в земле ........................................................... 103 Заключение................................................................................................................................. 107 Список использованных источников....................................................................................... 108 Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 7

ВВЕДЕНИЕ На сегодняшний день в электроэнергетике Российской Федерации имеется ряд проблем, основой которых является высокая степень централизации электрогенерирующих мощностей при большой площади, занимаемой территориями нашей страны. Ниже перечислены основные проблемы, отраженные в «Энергетической стратегии России на период до 2035 года» [83], и на решение которых направлена данная работа. 1. Отсутствие надежного электроснабжения на технологически изолированных территориях. Единая энергетическая система России (ЕЭС России), включающая в свой состав 7 объединенных энергетических систем (Востока, Сибири, Урала, Средней Волги, Юга, Центра и Северо-Запада), охватывает и обеспечивает надежным сетевым электроснабжением менее 50% территории России. [1]. Территориально изолированными энергосистемами являются: Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы центральной и северной частей Республики Саха (Якутия). Территории, охваченные централизованным электроснабжением, и зоны автономного электроснабжения представлены на рисунке 1. На удаленных от ЕЭС территориях по разным данным проживает от 2 до 20 млн. человек. Помимо этого данные территории являются чрезвычайно важными с экономической точки зрения, так как здесь сосредоточены основные запасы полезных ископаемых. Присоединение данных районов к ЕЭС путем строительства линий электропередач (ЛЭП) в большинстве случаев является экономически нецелесообразным ввиду низкой удельной плотности электрических нагрузок, а также необходимостью обеспечения требуемого уровня напряжения в точках технологического присоединения отдельных потребителей. 2. Высокая стоимость электроэнергии на технологически изолированных территориях. Стоимость электроэнергии в изолированных энергосистемах может достигать 15 150 руб/кВт·ч, а годовые субсидии из бюджета на компенсацию выпадающих расходов организаций составляют 60-65 млн. руб., так как в основном генерирование электроэнергии в этих районах осуществляется за счет сжигания привозного органического топлива. Так по оценке Российского энергетического агентства число Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 8

дизельных электростанций (ДЭС), работающих в этих зонах составляет около 900 (в соответствии с рисунком 1) [2],[84]. «Северный завоз» вносит существенную транспортную составляющую, что, в конечном итоге, значительно повышает цену за кВт·ч. Рисунок 1 – Территории, охваченные централизованным электроснабжением, и зоны автономного электроснабжения При этом рассматриваемые расходы за счет перекрестного субсидирования затрагивают не только потребителей в изолированных районах, а также бюджеты регионов. Усугубляет ситуацию необходимость содержания резервных мощностей, что приводит к снижению коэффициента использования установленной мощности электростанций (КИУМ) (50,38% по итогам 2017 года) [44], а также возрастающая тенденция по уходу крупных потребителей на собственную генерацию. Надежное, выгодное с экономической точки зрения автономное электроснабжении необходимо также для возможности проведения исследований и обеспечения военного присутствия в районах Крайнего Севера [76]. 3. Загрязнение окружающей среды По данным Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (Росгидромет) доминирующую роль по вкладу в совокупный выброс парниковых газов среди секторов Межправительственной группы экспертов по изменению климата занимает энергетика. Ее вклад без учета землепользования, изменения землепользования и лесного хозяйства составляет 82,3 % за 2016 год [41]. Помимо представленных проблем необходимо также учитывать, что развитие электроэнергетики должно соответствовать магистральным направлениям, указанным в [83]. Одним из таких направлений является развитие «умных сетей» («Smart Grids»), интеллектуальной распределенной Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата энергетики, потребительских сервисов ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 и Лист 9

«энергетического интернета» в рамках реализации «дорожной карты» «Энерджинет» Национальной технологической инициативы. Одной из составляющих «умных сетей» должны стать микросети, так называемые «микрогрид». В основу «микрогрид» положен принцип оптимизации режимов работы, включая генерацию, распределение и потребление энергии, для достижения наибольшей эффективности. Таким образом, перспективным комплексным решением всех вышеперечисленных проблем является разработка и внедрение изолированных систем электроснабжения с участием установок, использующих для генерации возобновляемые источники энергии (ВИЭ), функционирующих по принципу «микрогид». Объектом исследования данной работы является изолированная система электроснабжения с источниками распределенной генерации, в том числе на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Использование максимального энергетического потенциала такой системы возможно лишь после рассмотрения наиболее вероятных режимов ее работы и процессов функционирования. В связи с этим, предметом исследования является функционирование системы по принципу «микрогрид» («Microgrid»). Целью исследования является разработка имитационной модели изолированной системы электроснабжения, позволяющей проводить исследования энергетических процессов при функционировании системы по принципу «микрогрид». Задачи исследования: 1. Анализ понятий и принципов интеллектуальных электрических сетей - «микрогрид» («Microgrid»), «виртуальной электростанции» («Virtual Power Plant»), «энергетического интернета» («Internet использования для повышения of Energy»). Описание эффективности возможности изолированной их системы электроснабжения. 2. Формирование объекта исследования – изолированной системы электроснабжения с источниками распределенной генерации. 3. Разработка имитационных моделей энергоустановок в составе изучаемой изолированной системы электроснабжения 4. Разработка и исследование имитационной модели изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» 5. Концепция создания программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, функционирующего по принципу «микрогрид». Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 10

1 АНАЛИЗ ПОНЯТИЙ И ПРИНЦИПОВ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ. ФОРМИРОВАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1 Анализ понятий «микрогрид», «виртуальная электростанция», «энергетический интернет» Для корректного проведения исследования необходимо сформулировать определения для всех ключевых понятий и концепций. Так как развитие интеллектуальной энергетики на сегодняшний день находится на первоначальном этапе, для большинства терминов нет общепринятых, закрепленных в нормативных документах (международные стандарты, ГОСТы и др.) определений. В связи с этим далее для каждого понятия приводятся определения из разных источников, анализ которых позволяет получить общее представление. Описание понятия «микрогрид» Министерство энергетики США определяет «микрогрид» как группу взаимосвязанных нагрузок и распределенных источников энергии, имеющую четкие границы и действующую по отношению к энергосистеме как единая управляемая система. «Микрогрид» может подключаться и отключаться от энергосистемы, функционируя либо как ее часть, или как изолированная система электроснабжения. В соответствии с «дорожной картой» «Энерджинет» [46] «микрогрид» – это составная часть Минигрида, минимальная единица энергетической самодостаточной сети (автономность при отключении централизованного источника энергии). Входным устройством Микрогрид является энергороутер. Таким образом, «микрогрид» можно определить как системообразующая элементарная единица архитектуры энергосистемы. Ключевые особенности «микрогрид»: – возможность функционирования как в составе общей энергетической сети, так и в качестве автономной (изолированной) системы электроснабжения; – использование объектов распределенной генерации в качестве основных источников энергии. Описание понятия «энергетический интернет» Понятие «энергетический интернет» подразумевает модернизацию и автоматизацию электроэнергетической инфраструктуры, наследуя принципы концепции «интернет вещей» («Internet of Things») [87]. Поэтому с целью сформулировать понятие «энергетический интернет», приведем определения «интернета вещей». Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 11

Компьютерная команда экстренной готовности США (Подразделение Национального управления кибербезопасности Министерства внутренней безопасности США) определяет понятие «интернет вещей» как относящееся к любому предмету или устройству, которое способно отправлять и получать данные через интернет [103]. Международным союзом связи (МСЭ) в Рекомендации ITU-T Y.2060 (06/2012) «интернет вещей» определяется как глобальная инфраструктура для информационного общества, предоставляющая широкий спектр услуг благодаря физическому и виртуальному объединению предметов («вещей») и базирующаяся на существующих и развивающихся, функционально совместимых информационных и коммуникационных технологиях [91]. В соответствии с «дорожной картой» «Энерджинет» [46] «интернет вещей» – концепция вычислительной сети физических объектов («вещей»), оснащённых встроенными технологиями для взаимодействия друг с другом или с внешней средой, рассматривающая организацию таких сетей как явление, способное перестроить экономические и общественные процессы, исключающее из части действий и операций необходимость участия человека. Понятие «энергетический интернет» также закреплено в «дорожной карте» – экосистема производителей и потребителей энергии, которые беспрепятственно интегрируются в общую инфраструктуру и обмениваются энергией [46]. Таким образом «энергетический интернет» можно определить как концепцию, основными чертами которой являются: – объединение всех устройств электроэнергетической системы (начиная от приборов учета до генерирующих установок) в единую, глобальную сеть благодаря информационно-коммуникационным технологиям; – обеспечение двустороннего обмена данными для каждого устройства. Описание понятия «виртуальная электростанция» Согласно информации официального сайта посольств и консульств США в Южной Африке [104] «виртуальная электростанция» это часть концепции «умные сети», предназначенная для: – согласованного управления распределенными источниками энергии, использующими ВИЭ, с целью обеспечения непрерывного электроснабжения; – снижения потребления в период пиковых нагрузок благодаря использованию специализированного, направленного на энергоэффективность программного обеспечения; Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 12

– сочетания аккумуляторных батарей, программного обеспечения и технологий энергосбережения, облегчая тем самым процесс управления распределенными источниками энергии для конечного потребителя (к примеру, солнечные панели, установленные на крышах частных домов). Зачастую в электростанция» зарубежных означает научных работах агрегирование в [90] единый понятие «виртуальная энергокомплекс объектов распределенной генерации, накопителей электроэнергии и управляемых нагрузок с использованием информационных и коммуникационных технологий. Определение, отраженное в «дорожной карте» «Энерджинет»: Виртуальная электростанция – система, обеспечивающая (агрегирование) объектов распределенной генерации, интеграцию потребителей с управляемой нагрузкой и накопителей электроэнергии для их совместного участия в рынках электроэнергии, оказания системных услуг и взаимного резервирования. Таким образом, ключевыми особенностями концепции «виртуальная электростанция» являются: – агрегирование распределенных источников энергии, накопителей электроэнергии и управляемых нагрузок в единую систему; – управление режимами сети за счет организованного, двухстороннего взаимодействия между производителями (продавцами) электроэнергии и конечными потребителями; – использование информационных и коммуникационных технологий. Описание 1.2 «микрогрид», возможности «виртуальной использования электростанции», технологий «энергетического интернета» для повышения эффективности изолированной системы электроснабжения С целью получить представление о методах повышения эффективности изолированных систем электроснабжения при использовании ранее представленных концепций и парадигм, был проведен анализ отчетов компаний, ведущих аналитические исследования рынка инновационных решений в энергетике. По результатам анализа был выделен ряд компаний-лидеров в области разработки и внедрения концепций «микрогрид», «виртуальной электростанции», «энергетического интернета». Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 13

1.2.1 Обзор существующих решений по внедрению и реализации концепций «микрогрид», «виртуальная электростанция», «энергетический интернет» Ниже приведен список рассмотренных компаний и описание предлагаемых решений. PSI Цифровые технологии для энергетики от компании PSI базируется на 4 компонентах [60]: – PSImarket – система центрального управления с стохастической (адаптируется под текущие условия) оценкой и оптимизацией контролируемой системы. – PSIjscada – система SCADA для сбора, контроля и наглядного представления текущего состояния системы. – STU (Smart Telecontrol Unit) – физический компонент системы, обеспечивающий контроль локальной системы и ее связь с другими системами генерации/потребления. – Demand-side management – система контроля требований/возможностей потребителей. PSImarket (Central portfolio management system) выполняет следующие задачи: – мониторинг и оценка всех систем; – определение оптимальной стратегии на рынке; – интеграция всеохватывающей (единой) системы; – расчёт цены, дохода; – прогнозирование (позволяет работать генерации в едином комплексе, при этом параллельно осуществляет контроль за рынком с целью потенциальной передачи мощности на продажу). PSIjscada выполняет следующие задачи: – сбор информации и ее хранение; – передача информации между генерацией и потреблением; – мониторинг (отображение состояния системы в виде графиков). STU осуществляет сбор данных об измерениях и командах от различных генерирующих единиц и потребителей. Поддерживает стандартные протоколы телекоммуникации: IEC 60870-5-101/-104, IEC 6185 и DNP3 + Modbus, CANopen + SML, SYM2, DLMS IEC 62056-21. STU позволяет выполнить локальную краткосрочную оптимизацию. Demand-side management гарантирует потребление и накапливание энергии, когда ее цена наиболее низкая, и снижение энергопотребления / отключение потребителей когда цена достигает максимальной величины. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 14

Siemens Подход крупных, лидирующих компаний к предоставлению услуг по внедрению концепций «микрогрид», «виртуальная электростанция», «энергетический интернет» значительно отличается. В частности Siemens предоставляет собственную информационную платформу EnergyIP [57], которая позволяет комбинировать различные приложения/сервисы Siemens, при этом максимально удовлетворяя индивидуальные требования потребителей. Помимо этого предоставляется возможность агрегирования не только компонентов электросетевого комплекса, а также производителей/потребителей тепловой энергии. Ключевая задача EnergyIP – вертикально интегрированная обработка информации начиная от информации, поступающей от систем измерения, до сообщений от системы планирования ресурсов электроэнергетической компании и ее предоставление огромному количеству приложений - комплекс EnergyIP Analytics Suite. EnergyIP Analytics Suite – платформа, обеспечивающая определение, локализацию и визуализацию важнейших процессов в сети, основываясь на имеющихся данных. В состав EnergyIP Analytics Suite входят следующие компоненты: – Revenue Protection – определяет и локализует нетехничсекие потери мощности, вызванные вмешательством в системы учета ЭЭ и бездоговорными подключениями к сети (хищения ЭЭ); – Equipment load management – сопоставляет данные о потреблении с топологией сети и, учитывая загрузку отдельных единиц оборудования, перераспределяет потоки ЭЭ (предотвращая перегрузку оборудования); – Load forecasting – полный анализ иерархии сети и использование дополнительных внешних данных (погода, динамика спроса) с целью повышения достоверности прогнозов динамики потребления ЭЭ; – Power quality – определение состояния системы и осуществление регулирования параметров сети (U,Q и др.). Предоставление детального отчета о MAIFI index по запросу пользователя (MAIFI index – параметр, отражающий частоту и продолжительность перерывов в электроснабжении); – Grid loss detection – устраняет проблемы, связанные с ненормальной работой оборудования и др. Также существуют дополнительные сервисы, используемые при интеграции: – DEMS (Decentralized Energy Management System) – центральный программный комплекс, осуществляющий мониторинг, планирование и оптимизацию управления распределительными источниками, нагрузками и накопителями ЭЭ; Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 15

– DRMS (Demand Response Management System) – полностью автоматическая система управления спросом для объединения и обеспечения содействия между нагрузками. Таким образом, решения от Siemens являются более глобальными и многофункциональными. Комбинируя различные сервисы на платформе EnergyIP, появляется возможность повысить эффективность использования ресурсов потребителя и удовлетворить детально все его требования. Enbala Power Networks Enbala также использует свою собственную платформу – Symphony [61]. Работа платформы заключается в объединении распределенных вычислительных центров, которые взаимодействуют с DERs (распределенные источники энергии) для выполнения локальных команд и передачи необходимой информации в главный оптимизационный вычислительный центр. Последний организовывает работу всех программных компонентов для прогнозов и увеличения прибыли путем балансирования между выработкой ЭЭ DERs и потреблением. Расчет оптимального режима производится для каждого DER индивидуально с учетом реальной обстановки на рынке. Предоставляемые возможности и особенности предлагаемого решения: – единый центральный вычислительный центр, управляющий множеством распределенных «агентов»; – участие потребителя на рынке и при оптимизации режимов; – возможность предоставления различных сетевых услуг параллельно, используя одно и тоже оборудование; – информирование в режиме real-time о потенциальных возможностях оборудования увеличить эффективность работы сети; – оптимизация как глобальных (вся энергосистема) так и локальных (в пределах данной микросети) процессов. Возможные услуги платформы: – контроль количества потребителей, индивидуальная работа с каждым (к примеру, выдача энергии/снижение потребления с учетом индивидуальных характеристик данной системы); – управление пиком нагрузки; – контроль рынка и моментальное реагирование на изменения спроса; – оперативное управление резервами. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 16

ABB Компания ABB, как одна из ведущих компаний в энергетическом секторе, предоставляет широкий спектр решений для автоматизации и оптимизации. Решения реализуются на разработанной ABB платформе – Symphony Plus [58]. Symphony Plus – полная автоматизация для электро- и водоснабжения. Symphony Plus – построена на основе принципа замкнутого цикла, как показано на рисунке 2.1: Рисунок 1.1. – Принцип замкнутого цикла, положенный в основу Symphony Plus Sense – «осознание», «распознавание» состояния контролируемой системы, сбор и представление соответствующей информации. Analyze – «анализирование», «исследование» собранных и представленных операторами и автоматической системой данных с целью принятия необходимого решения. Act – «действие», являющееся результатом анализа данных оператором/системой и вносящее изменения в управление. OPTIMAX PowerFit – система, реализуемая на платформе Symphony Plus, для автоматического управления и оптимизации источников энергии, ее накопителей и режимов работы «активных» нагрузок. OPTIMAX PowerFit является агрегатором процессов торговли электрической мощности на рынке, выработки электроэнергии децентрализованными источниками, накопления электроэнергии и регулирования нагрузки. Достоинства OPTIMAX PowerFit: – высокая маневренность системы за счет анализа всех данных в режиме реального времени; – возможность гибко корректировать цели оптимизации за счет изменения граничных условий; – возможность кратко- (ближайшие 15-30 мин) и долгосрочной оптимизации; – использование стандартных интерфейсов для взаимодействия управляющей системы и отдельных технических единиц; – прогнозирование режимов работы; Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 17

– объединение сетевых и рыночных сервисов в одно целое; – оптимальное использование резервных мощностей в случае каких-либо ограничений в сети. Schneider Electric StruxureWare – платформа для оптимизации и повышения эффективности систем [59]. Достоинства StruxureWare: – объединение широкого круга энергетических ресурсов в единое целое (генерирующие мощности, нагрузки, накопители энергии); – предсказание «пиков» и «провалов» в графике потребления энергии, что позволяет избегать резких изменений в генерации; – автоматическое управление альтернативными источниками энергии с целью снижения воздействия на систему стахастического характера их работы; – планирование выработки ЭЭ с учетом прогнозов погоды; – использование стандартного интерфейса OpenADR, что упрощает коммуникацию отдельных элементов системы; – оптимизация управления и снижение затрат как в микросистеме, так и в масштабах всей энергетической системы. General Electric General Electric занимает значительную долю рынка электроэнергетики и представляет множество программных продуктов для автоматизации системы. В частности, для управления используется платформа e-terraplatform [62]. Достоинства e-terraplatform: – масштабируемая система, способная адаптироваться к динамике современных сетей быстро и надежно; – снижение стоимости управления и технического обслуживания оборудования; – увеличение информированности оператора о текущей ситуации в сети, что позволяет быстро оценить уровни риска; – интеграция и агрегирование распределенных источников энергии и их работа с учетом уровня спроса. Совместно с e-terraplatform устанавливаются дополнительные приложения, удовлетворяющие самые разные требования потребителя (e-terraloadforecast – прогнозы изменения спроса, e-terrascada – сбор, обработка и представление данных, отражающих состояние системы и др.) Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 18

EnerNOC В основе предлагаемого решения, заложено 3 основных аспекта [63]: – КАК покупается энергия (по какой цене); – СКОЛЬКО потребляется энергии (количество); – КОГДА потребляется энергия (момент времени). Без ясного представления о перечисленных аспектах система не может быть эффективной. Предлагаемое компанией EnerNOC программное обеспечение позволяет определить способы снизить цену на энергоноситель. Возможности предлагаемых решений: – Обеспечение наилучшей цены на электроэнергию Онлайн платформа закупок предоставляет неограниченный доступ действующим поставщикам энергоресурсов, что обеспечивает «прозрачность» цены. Также предоставляется: а) информация о потреблении и ценах закупки предыдущего дня; б) расчет месячных/годовых расходов энергии для корректировки бюджета; в) использование графиков нагрузки предыдущих дней и данных о прогнозе погоды при составлении прогноза о будущем потреблении. – Управление счетами за потребленную энергию Инструменты данной системы управления оптимизируют сбор счетов, проведение процесса подтверждения и оплаты. Достоинства системы: а) все счета находятся в 1 месте с автоматической генерацией платежных документов; б) ведение архива расчетов и выставления счетов. – Выявление неэффективных единиц в контролируемой системе/процессе Более 20 видов отчетов повысят информированность персонала о процессах с целью выявления и устранения потерь. Определение «отстающих» сторон системы/процесса осуществляется путем сравнения контрольных показателей. – Предоставление информации о распределенных источниках энергии (в том числе о ВИЭ и накопителях электроэнергии). Включает в себя: а) анализ эффективности используемых распределенных источников энергии, учитывая их стохастический характер работы; Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 19

б) построение стратегии использования ВИЭ с целью удовлетворения индивидуальных требований потребителя; в) отправка уведомлений, когда процесс накопления/выдачи в сеть энергии наиболее выгоден. – Предоставление доступа к рынку спроса Отображение состояния рынка спроса позволяет минимизировать расхода за счет снижения потребления в моменты максимальной нагрузки на энергосистему. AGL Energy Решение данной компании основано на использовании потребителями солнечных панелей, аккумуляторных батарей и специального программного обеспечения [64]. Система управления использует облачные технологии, которые позволяют работать всем батареям совместно. Большую часть времени батареи обеспечивают своих владельцев энергией в период пиков. При необходимости совместная работа аккумуляторов обеспечивает стабильность системы и поддерживает частоту на необходимом уровне. AutoGrid Все приложения разработаны для работы на интернет платформе AutoGrid Energy Internet Platform [65], которая имеет возможность обеспечивать мониторинг, оптимизацию, прогнозы и контроль управления. Предлагаемое решение: AutoGrid Flex – комплексное решение, состоящее из: – Система менеджмента спроса Анализ, оптимизация и управление спросом на электроэнергию. – Система менеджмента распределенных источников энергии Объединение распределенных источников энергии и их использование для более эффективной работы. – Виртуальная электростанция Агрегирование генерирующих единиц, накопителей электроэнергии, а также управляемых нагрузок с целью представления их на оптовом рынке в режиме реального времени и монетизации «балансирующей» мощности. Bosch Software Innovation Предлагаемое программное обеспечение использует различные дополнительные данные, доступные через интернет интерфейсы, включая прогнозы погоды и прогнозы цен на рынке. Алгоритм работы включает в себя следующие этапы [66]: – прогнозы объединяются для задания стратегии генерации и спроса; Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 20

– все элементы, находящиеся в ведении системы управления, приобретают свой «приоритет» (порядковый номер) для активации. Присваивание «приоритета» основано на характеристиках электростанции и условиях контрактов на поставку. Оптимизация делится на 2 части. – Оптимизация торговли Определяются объемы мощности, которые должны генерироваться, продаваться или накапливаться в данный момент времени, принимая во внимание динамику цен на рынке. – Оптимизация сети Определяется оптимальная стратегия для распределительной сети, используя дополнительные данные об уровне напряжения с целью согласования спроса и генерации и стабилизации уровня напряжения . Основные аспекты решений предлагаемых компаниями – лидерами представлены в таблице 1.1. Таблица 1.1 – Основные аспекты предлагаемых решений по реализации концепций «смартгрид», «энергетический интернет» и «виртуальная электростанция» от лидирующих компаний Прогнозы Анализирование будущих текущего Собственная распред. ист. уровней состояния платформа энергии (в том потребления рынка + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + Работа в Использование режиме стандартных «real-time» протоколов PSI + Siemens Использование числе ВИЭ) Enbala Power Networks ABB Schneider Electric General Electric EnerNOC AGL Energy AutoGrid Bosch Software Innovation Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 21

1.2.2 Ключевые особенности концепций «микрогрид», «виртуальная электростанция», «энергетический интернет» и используемые ими методы для повышения эффективности работы изолированной системы электроснабжения Ниже приведены 6 основных особенностей, которые характеризуют новый подход к развитию и оптимизации электроэнергетического комплекса в рамках концепций «микрогрид», «энергетический интернет» и «виртуальная электростанция». а) Работа в режиме «real-time» Одна из особенностей электроэнергетических процессов – высокая скорость протекания. Изменение уровня напряжения, увеличение и снижение потока мощности и др. факторы являются основополагающими при определении устойчивости системы. Поэтому, чем меньше период выполнения рабочего цикла (сбор, передача, обработка данных и принятие решения) системы, тем выше ее маневренность. Помимо технического аспекта, работа в режиме «real-time» необходима также и для эффективной работы экономической стороны. Так как цена на ЭЭ на рынке напрямую зависит от суммарной мощности потребления, а последняя, как уже было сказано, может резко изменяться за короткий промежуток времени, несвоевременная реакция системы управления может привести к дополнительным расходам потребителя б) Внедрение информационно-коммуникационных сетей с использованием стандартных протоколов Использование современных технологий со стандартными протоколами и интерфейсами делает систему масштабируемой и упрощает коммуникацию между всеми участниками и компонентами системы – начиная от связей между контроллерами и заканчивая обменом данных между потребителями и оператором сети. Последнее обеспечивает непосредственное участие потребителя в процессах покупки/продажи ЭЭ на рынках и при управлении режимами энергосети. в) Прогнозы будущих уровней потребления Компании при разработке алгоритмов управления все больше уделяют внимание внедрению технологий «искусственного интеллекта». Электроэнергетический сектор не исключение. Центр управления получает данные о прогнозах погоды через интернет интерфейсы, анализирует данные о прошлых уровнях потребления для определенного временного интервала и, на основе полученных данных, составляет прогноз о предстоящем потреблении. Это представляет потребителю возможность более точно планировать свой бюджет и расходы на оплату счетов за ЭЭ. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 22

г) Анализирование текущего состояния рынка Одно из достоинств нового подхода и следствие вовлечения потребителя в работу энергосистемы это достижение результата «win-to-win» – «выигрышная» ситуация как для потребителей, так и для поставщиков и оператора сети. При принятии того или иного решения, учитываются данные о текущем состоянии рынка, что дает дополнительный потенциал оптимизации, снижение затрат и повышение прибыли. К примеру, при повышении спроса на ЭЭ и, как следствие, повышении цены, всем потребителям отправляется уведомление о снижении потребления. Снижение потребителями мощности приводит к устранению первоочередной причины возрастания цены на электроэнергию – наличию пиков потребления. Большинство потребителей имеет возможность кратковременно снизить потребление (отключение кондиционеров в бизнес-центре на 15 минут не принесет значительного неудобства потребителю). Таким образом, достигается «win-to-win» - потребители снижают свои расходы на ЭЭ, поставщики и оператор сети более рационально используют свои генерирующие мощности и электрические сети. д) Собственная платформа Большинство компаний дифференцирует глобальную задачу оптимизации на отдельные, более мелкие подзадачи и использует платформу в качестве агрегатора отдельных сервисов. Это позволяет более детально и индивидуально удовлетворять требования потребителей. е) Использование распределенных источников энергии (в том числе ВИЭ) Все предлагаемые решения рассчитаны на работу с распределенными источниками энергии. При этом под термином «распределенные источники энергии» подразумевают не только генерирующие единицы, а также накопители электроэнергии (аккумуляторные батареи) и потенциалы отдельных потребителей снижать свое потребление по команде оператора, создавая тем самым «балансирующую» мощность в энергосистеме. Акцент на распределенные источники энергии является также «драйвером» ВИЭ на оптовые и розничные рынки ЭЭ. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 23

1.3 Формирование объекта исследования – изолированной системы электроснабжения с источниками распределенной генерации 1.3.1 Описание системы электроснабжения, используемой в качестве исходной при моделировании Структура выбранной системы электроснабжения, используемой в качестве исходной, представлена на рисунке 1.2. Система электроснабжения состоит из двух сегментов. Каждый сегмент имеет собственные источники электроэнергии. В первый сегмент входят генерирующие мощности, использующие возобновляемые источники энергии (ВИЭ) – ветроэнергетическая установка (ВЭУ), дополняемая накопителем электроэнергии – аккумуляторной батареей (АКБ), а также дизельной электростанцией (ДЭС). Это увеличивает маневренность и стабильность генерации первого сегмента при колебаниях нагрузки и компенсирует стохастический характер работы ВЭУ. Второй сегмент получает энергию благодаря работе газопоршневой установки (ГПУ). При нормальном режиме генерирующие установки работают на нагрузку внутри своего сегмента, обеспечивая в любой момент времени балансы активных мощностей: 𝑃ДЭС + 𝑃ВЭУ = 𝑃потр_1 (1.1) 𝑃ГПУ = 𝑃потр_2 (1.2) где 𝑃ДЭС – активная мощность, вырабатываемая ДЭС, кВт; 𝑃ВЭУ – активная мощность, вырабатываемая ВЭУ, кВт; 𝑃потр_1 – активная мощность потребления в первом сегменте, кВт; 𝑃ГПУ – активная мощность, вырабатываемая ГПУ, кВт; 𝑃потр_2 – активная мощность потребления во втором сегменте, кВт. Энергетические потоки данного режима обозначены на рисунке 1.2 зелеными стрелками. При возникновении каких-либо дисбалансов, энергетические потоки должны быть перераспределены системой управления (СУ), обеспечивая наиболее оптимальный режим функционирования системы в целом, при этом делая упор на использование генерирующих мощностей на базе ВИЭ. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 24

Возможные энергетические потоки в случаях дисбалансов обозначены на рисунке 1.2 оранжевыми стрелками. Рисунок 1.2 – Структурная схема исходной системы электроснабжения, используемой при моделировании Использование реального оборудования при исследовании энергетических процессов изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид», влечет за собой высокие технические и экономические риски. По этой причине было принято решение разработать имитационные модели, отражающие необходимые электроэнергетические процессы, протекающие в реальных установках. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 25

1.3.2 Описание последовательности действий при разработке имитационных моделей Процесс разработки имитационных моделей можно разделить на 3 этапа: – сбор и анализ технических параметров моделируемой энергоустановки; – разработка алгоритмов, описывающих работу моделируемой энергоустановки с необходимой точностью; – реализация алгоритмов в среде моделирования. В качестве среды моделирования был выбран программный комплекс LabVIEW, обеспечивающий [67]: – простоту написания программного кода благодаря использованию графического языка программирования «G»; – возможность наглядного представления результатов и простого ввода необходимых пользовательских данных даже в процессе выполнения программного кода; – наличие совместимых с разрабатываемым программным кодом микроконтроллерных платформ, предоставляющих возможность аппаратной реализации алгоритмов. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 26

2 АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ РАССМАТРИВАЕМОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ. РАЗРАБОТКА УСЛОВИЙ РАЦИОНАЛЬНОСТИ МЕЖСЕГМЕНТНЫХ ПЕРЕТОКОВ 2.1 Анализ возможных режимов работы изолированной системы электроснабжения Одной из главных особенностей «микрогрид», «виртуальной электростанции» и «энергетического интернета» является возможность обмена энергией между объединяемыми объектами. Перед составлением условий, разрешающих передачу энергии между сегментами, необходимо рассмотреть возможные режимы работы системы. Количество возможных режимов напрямую зависит от числа энергоустановок, которые принимают участие в их формировании, а также от выбранной стратегии работы системы. В соответствии с рисунком 1.2 и подразделом 1.3 учитываются энергоустановки: – ДЭС; – ВЭУ; – АКБ; – ГПУ; – потребитель 1-го сегмента; – потребитель 2-го сегмента. Как было отмечено в введении, одной из основных проблем энергетического сектора России является высокая стоимость электроэнергии на технологически изолированных территориях ввиду использования органического топлива для ее выработки. Поэтому стратегия работы системы должна быть направлена на минимизацию использования ДЭС за счет генерирующих мощностей других источников (ВЭУ, ГПУ) и накопителей электроэнергии (АКБ). С целью упрощения анализа возможных режимов работы рассматриваемой изолированной системы электроснабжения, принимаются допущения: а) ДЭС и ГПУ являются основными источниками энергии для 1-го и 2-го сегментов соответственно; Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 27

б) режимы одновременной работы основных источников на нагрузку одного сегмента (к примеру: переток мощности из сегмента №2 для обеспечения части нагрузки сегмента №1 при работающей ДЭС) не рассматриваются; в) не учитывается прогнозирование уровня потребления и цены на электроэнергию при использовании энергии, накопленной АКБ (накопленная энергия АКБ используется без какого-либо предварительного анализа и расчетов); г) обеспечение энергией потребителя имеет больший приоритет, чем заряд АКБ («свободная энергия» используется для нужд потребителя, а не на заряд АКБ без какоголибо предварительного анализа и расчетов). д) под потребителем 2-го сегмента (𝑃потр_2) понимается совокупность технологических установок по производству биогаза и бытовых потребителей. Критерии выбора между электроснабжением технологических установок или бытовых потребителей при перетоке из 1-го сегмента не рассматриваются. На рисунке 2.1 в иерархической структуре представлены возможные режимы работы рассматриваемой системы с учетом перечисленных упрощений. Коэффициент k в отдельных уравнениях режимов указывает, что переток «свободной» энергии может быть использован для покрытия части текущей нагрузки. Рассмотрим каждую комбинацию критериев, формирующую определенный режим, отдельно. 1. Достаточная скорость ветра, АКБ заряжена, 𝑃ВЭУ ≠ 𝑃потр_1 , 𝑃ВЭУ > 𝑃потр_1 . Так как АКБ заряжена и 𝑃ВЭУ > 𝑃потр_1 , то единственным применением «свободной энергии» является ее переток в сегмент №2. Однако при этом должен быть проведен предварительный анализ и расчеты, отражающие рациональность данного перетока (условия рациональности межсегментных перетоков приводятся в подразделе 2.2). 2. Достаточная скорость ветра, АКБ заряжена, 𝑃ВЭУ ≠ 𝑃потр_1 , 𝑃ВЭУ < 𝑃потр_1 . Мощности, вырабатываемой ВЭУ, не хватает, что приводит к необходимости задействовать дополнительные источники (последовательность перечисления источников соответствует убыванию приоритета их использования): а) АКБ; б) ГПУ; в) ДЭС. Самым предпочтительным вариантом является энергия, запасенная АКБ (с учетом допущения в). Однако энергии АКБ может не хватить. Тогда необходимо компенсировать недостаток энергии либо за счет генерации ГПУ, либо – ДЭС. Проводится предварительный анализ и расчеты, отражающие рациональность перетока энергии из Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 28

сегмента 2 в сегмент 1. Если критерии рациональности перетока энергии не выполняются, то используется ДЭС. 3. Достаточная скорость ветра, АКБ заряжена, 𝑃ВЭУ = 𝑃потр_1 . В данном режиме энергии, генерируемой ВЭУ, достаточно для обеспечения потребителя 1-го сегмента. 4. Достаточная скорость ветра, АКБ не заряжена, 𝑃ВЭУ ≠ 𝑃потр_1 , 𝑃ВЭУ > 𝑃потр_1 . «Свободная энергия» 1-го сегмента может быть использована на заряд АКБ или быть перенаправленной во 2-ой сегмент. С учетом принятых допущений (допущение г) приоритетным является переток энергии. Однако, если необходимые критерии рациональности перетока не выполняются, то энергия используется для зарядки АКБ. 5. Достаточная скорость ветра, АКБ не заряжена, 𝑃ВЭУ ≠ 𝑃потр_1 , 𝑃ВЭУ < 𝑃потр_1 Данный режим аналогичен режиму, описанному в п. 2, и отличается исключительно невозможностью использовать АКБ, ввиду отсутствия накопленной энергии. Проводится предварительный анализ и расчеты, отражающие рациональность перетока энергии из сегмента 2 в сегмент 1. Если критерии рациональности перетока энергии не выполняются, то используется ДЭС. Вырабатываемая энергия ГПУ или ДЭС может быть также направлена для заряда АКБ. 6. Достаточная скорость ветра, АКБ не заряжена, 𝑃ВЭУ = 𝑃потр_1 . Данный режим аналогичен режиму, описанному в п. 3. Отличие заключается лишь в том, что необходимо рассмотреть рациональность перетока энергии в 1-ый сегмент для обеспечения заряда АКБ. 7. Недостаточная скорость ветра, АКБ заряжена, 𝑃АКБ ≠ 𝑃потр_1 . Недостаток мощности может компенсироваться ГПУ или ДЭС. Если критерии рациональности перетока энергии от ГПУ не выполняются, то используется ДЭС. 8. Недостаточная скорость ветра, АКБ заряжена, 𝑃АКБ = 𝑃потр_1 . Энергия, запасенная АКБ, используется для электроснабжения потребителя 1-го сегмента (с учетом допущения в). 9. Недостаточная скорость ветра, АКБ не заряжена, 𝑃ГПУ − 𝑃потр_2 ≥ 𝑃потр_1 + 𝑃АКБ . Если критерии рациональности перетока энергии от ГПУ выполняются, то выполняется переток энергии. В противном случае используется ДЭС. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 29

10. Недостаточная скорость ветра, АКБ не заряжена, 𝑃ГПУ − 𝑃потр_2 < 𝑃потр_1 + 𝑃АКБ , но 𝑃ГПУ − 𝑃потр_2 ≥ 𝑃потр_1 Если мощности ГПУ достаточно, чтобы дополнительно обеспечить энергией потребителя 1-го сегмента, и выполняются критерии рациональности перетока, то используется ГПУ. В случае нехватки мощности ГПУ или невыполнения критериев используется ДЭС. Изм Лист № документа Подпись . ИН у Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 30

Рисунок 2.1 – Иерархическая структура возможных режимов работы рассматриваемой изолированной системы электроснабжения с учетом перечисленных упрощений

2.2 Определение условий начала и прекращения межсегментных перетоков мощности Для обеспечения оптимальной работы изолированной системы электроснабжения, перед переходом из одного режима в другой необходимо проверить выполнение ряда условий. Далее приводятся условия, выполнение которых необходимо для начала межсегментных перетоков, а также для их прекращения. 2.2.1 Условия рациональности перетока энергии из 1-го сегмента во 2-ой Ниже приведен ряд условий, выполнение которых необходимо для начала перетока энергии из 1-го сегмента в 2-ой. Условие 1 - осуществляется проверка работы ДЭС: 𝑃ДЭС = 0 (2.1) Если ДЭС не работает, то осуществляется переход к проверке следующих условий. Условие 2 - осуществляется проверка наличия нагрузки во 2-ом сегменте: 𝑃потр_2 > 0 (2.2) Условие 3 - осуществляется проверка запаса биогаза в газгольдере: 𝑉БГ < 𝑉max , (2.3) где 𝑉max – максимальный объем газа в газгольдере. Условие 4 - осуществляется проверка стоимости передаваемой электроэнергии: 𝐶ВЭУ ≤ 𝐶сегм_2 , (2.4) где 𝐶ВЭУ - стоимость электроэнергии, передаваемой от ВЭУ; 𝐶сегм_2 - стоимость электроэнергии во 2-ом сегменте. 2.2.2 Условия прекращения перетока энергии из 1-го сегмента в 2-ой Переток энергии из 1-го сегмента в 2-ой прекращается при выполнении хотя бы одного условия из ниже приведенного списка. Условие 1 - осуществляется проверка величины мощности ВЭУ. Если мощности ВЭУ недостаточно для покрытия нагрузки, то передача мощности заканчивается: 𝑃ВЭУ + 𝑃АКБ < 𝑃потр_1 (2.5) Условие 2 - осуществляется проверка запаса биогаза: 𝑉БГ = 𝑉max , (2.6) Если условие 2 выполняется, то передача мощности прекращается. 2.2.3 Условия рациональности перетока энергии из 2-го сегмента в 1-ый Ниже приведен ряд условий, выполнение которых необходимо для начала перетока энергии из 2-го сегмента в 1-ый. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 32

Условие 1 - осуществляется проверка работы ДЭС: 𝑃ДЭС ≠ 0 (2.7) Условие 2 - оценивается мощность ГПУ, необходимая для замещения мощности ДЭС: 𝑃ГПУ − 𝑃потр_2 ≥ 𝑃ДЭС (2.8) Условие 3 - осуществляется проверка запаса биогаза в газгольдере: 𝑉БГ > 𝑉min , (2.9) где 𝑉БГ - объем биогаза в газгольдере; 𝑉min – минимальный объем биогаза в газгольдере. Условие 4 – стоимость передаваемой электроэнергии от ГПУ не должна превышать стоимость электроэнергии в системе, которая ее получает: 𝐶ГПУ ≤ 𝐶сегм_1 , (2.10) где 𝐶ГПУ - стоимость электроэнергии, передаваемой от ГПУ; 𝐶сегм_1 – стоимость электроэнергии в 1-ом сегменте. 2.2.4 Условия прекращения перетока энергии из 2-го сегмента в 1-ый Переток энергии из 2-го сегмента в 1-ый прекращается при выполнении хотя бы одного условия из ниже приведенного списка. Условие 1 - осуществляется проверка величины мощности ГПУ. Если мощности ГПУ недостаточно, чтобы полностью заменить ДЭС, то передача мощности заканчивается: 𝑃ГПУ + 𝑃ВЭУ + 𝑃АКБ < 𝑃потр_1 + 𝑃потр_2 (2.11) Условие 2 - осуществляется проверка величины мощности ВЭУ, необходимой для замещения мощности объекта №2: 𝑃ВЭУ + 𝑃АКБ ≥ 𝑃потр_1 (2.12) Если мощности ВЭУ становится достаточно для покрытия нагрузки собственных потребителей, то прием мощности от ГПУ прекращается. Условие 3 - осуществляется проверка запаса биогаза в газгольдере: 𝑉БГ ≤ 𝑉min (2.13) Если запас биогаза ниже минимального, то передача мощности заканчивается. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 33

2.3 Разработка блок-схемы, отражающей алгоритм взаимодействия объектов в составе рассматриваемой изолированной системы электроснабжения Для наглядного представления условий, выполнение которых необходимо для начала межсегментных перетоков, а также для их прекращения, была разработана блоксхема, представленная на рисунке 2.2. Таким образом, при получении энергии от ГПУ в 1-ом сегменте сокращается потребление дизельного топлива. При передаче излишков мощности от ВЭУ объекту с ГПУ эта мощность может использоваться на подогрев метантенка, входящего в состав ГПУ. Также, при получении мощности от соседнего объекта с ВЭУ на объекте с ГПУ происходит экономия биогаза. Созданный запас биогаза в газгольдере может быть использован в дальнейшем для покрытия собственной нагрузки или нагрузки соседнего объекта. Начало Нет PДЭС = 0 Нет PДЭС+PВЭУ±PАКБ < Pпотр_1 Да Нет PВЭУ±PАКБ > Pпотр_1 Да Да Нет Нет PГПУ - Pпотр_2 ≥ PДЭС Pпотр_2 > 0 Да Да Нет VБГ < Vmax Нет VБГ > Vmin Да Да Нет CГПУ ≤ Ссегм_1 CВЭУ ≤ Ссегм_2 Нет Да Да PГПУ + PВЭУ ± PАКБ = Pпотр_1 + Pпотр_2 PГПУ + PВЭУ ± PАКБ = Pпотр_1 + Pпотр_2 Нет Да PВЭУ+PАКБ < Pпотр_1 Да PГПУ+PВЭУ+PАКБ < Pпотр_1 + Pпотр_2 Нет Нет Да PВЭУ±PАКБ ≥ Pпотр_1 Да VБГ = Vmax Нет Нет Да VБГ ≤ Vmin Нет Рисунок 2.2 – Алгоритм взаимодействия объектов в составе рассматриваемой изолированной системы электроснабжения Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 34

3 РАЗРАБОТКА ИМИТАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ЭНЕРГОУСТАНОВОК В СОСТАВЕ ИЗОЛИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Разработка имитационных моделей энергоустановок в составе изолированной системы электроснабжения 3.1.1 Разработка имитационной модели ВЭУ 3.1.1.1 Сбор и анализ технических параметров ВЭУ В качестве исходных данных для разработки имитационной модели ВЭУ были взяты технические параметры установки WH20.8-100kW производства компании Weswen [54]. В таблице 3.1 представлены технические параметры ВЭУ WH20.8-100kW производства компании Weswen. Таблица 3.1 – Основные технические параметры ВЭУ WH20.8-100kW производства компании Weswen Наименование параметра Значение параметра Производитель ВЭС Weswen Модель WH20.8-100kW Тип ветроустановки горизонтально-осевая Количество лопастей, шт 3 Диаметр ветроколеса, м 20,8 Высота башни, м 30 Тип генератора синхронный, трехфазный Номинальная мощность, кВт 100 Максимальная мощность, кВт 110 Зарядное напряжение, В 380 DC Выходное напряжение, В 380 AC Стартовая (min) скорость ветра, м/с 2,0 Номинальная скорость ветра, м/с 11 Макс. рабочая скорость ветра, м/с 25 Ном. скорость вращения об/мин 85 КПД генератора, о.е. 0,92 Коэф. исп. энергии ветра, Ср, % 42 Масса генератора, кг 2000 Инвертор (в комплекте) 100 кВт, ~ 3ф, 50 Гц, 400 В Дополнительные комплектующие Изм Лист № документа Подпись . Дата логический контроллер Siemens; выпрямитель и контроллер балластной нагрузки; балластная нагрузка/ ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 35

На основании представленных технических параметров, работу ВЭУ можно разделить на 4 режима. Режимы и их описания представлены в таблице 3.2. Таблица 3.2 – Возможные режимы работы ВЭУ WH20.8-100kW производства компании Weswen Скорость ветра, м/с Описание режима работы Недостаточная скорость ветра для страгивания 0-2 ветроколеса 2-11 Выработка ЭЭ. Оптимальное Ср 11-25 Выработка ЭЭ. Неоптимальное Ср Скорость ветра выше предельно допустимой. Более 25 Ветроколесо выведено из работы Перед разработкой алгоритмов работы необходимо дополнительно вычислить одну из основных характеристик ветроколеса – быстроходность. Быстроходность рассчитывается по формуле: 𝑍= 𝜔𝑅 , 𝑢 (3.1) где 𝑅 – радиус ветроколеса, м; 𝜔 – угловая скорость вращения ветроколеса, рад/с; 𝑢 – скорость ветра, м/с. Быстроходность ветроколеса главным образом зависит от его конструктивных особенностей и количества числа модулей (количество лопастей). Исходя из представленных технических параметров, радиус ветроколеса равняется: 𝑅= 𝐷 20,8 = = 10,4 (м), 2 2 (3.2) где 𝐷 – диаметр рассматриваемого ветроколеса, м. Также в соответствии с представленными техническими параметрами номинальная угловая скорость ветроколеса (при номинальной скорости ветра 11 м/с) составляет 85 об/мин. Выразим угловую скорость ветроколеса в рад/c, используя выражение: 𝜔 = 85 ∙ 2𝜋 ≈ 8,901 (рад/c) 60 (3.3) Подставив результаты выражений (4) и (5) в (3), найдем значение быстроходности: 𝑍= 𝜔𝑅 8,901 ∙ 10,4 = ≈ 8,415. 𝑢 11 (3.4) Расчеты отдельных параметров режимов работы модели ВЭУ будут производиться в относительных единицах, ввиду чего необходимо заранее задать базовые величины. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 36

За базовую мощность принимается номинальная фазная мощность генератора 𝑃ф.ном , установленного в рассматриваемом виде ВЭУ, рассчитываемая по формуле: 𝑃ф.ном = 𝑃ном , 3 (3.5) где 𝑃ном – номинальная мощность ВЭУ (таблица 2), кВт. 𝑃баз = 𝑃ном 100 = = 33,333 (кВт) = 33333,333 (Вт) 3 3 (3.6) За базовое напряжение принимается номинальное фазное напряжение для сетей 0,4 кВ, равное 220 В: 𝑈баз = 220 (В) (3.7) Тогда значение базового тока будет равно: 𝐼баз = 𝑃баз 33333,333 = = 151,515 (А) 𝑈баз 220 (3.8) За базовое значение угловой скорости принимается номинальная скорость вращения ветроколеса рассматриваемой ВЭУ: об 𝜔баз = 85 ( ) мин (3.9) 3.1.1.2 Разработка алгоритмов работы имитационной модели ВЭУ и последовательности расчетов В основе расчетов имитационной модели лежат полученные опытным путем уравнения [28], приведенные к относительным единицам. Обобщенно ход расчета для режимов выработки электроэнергии можно представить в виде блок-диаграммы, изображенной на рисунке 3.1. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 37

Начало Ввод u Расчет ω, Pна валу Расчет ηG и доступной PG Расчет Iф Расчет Uф Расчет dP Перевод PG, Uф, Iф в и.е. Конец Рисунок 3.1 – Ход расчета параметров режимов ВЭУ при выработке ЭЭ где 𝑃на валу – активная мощность на валу ВЭУ, Вт; η𝐺 – КПД электрогенератора, установленного в ВЭУ, о.е; 𝑃𝐺̇ – выходная фазная электромагнитная мощность электрогенератора, о.е.; 𝐼ф̇ – фазный ток, о.е; 𝑈̇ф – фазное напряжение, о.е; 𝑑𝑃̇ – разница между выработкой и потреблением, о.е. Здесь и далее обозначение ̇ указывает, что величина исчисляется в относительных единицах. Далее каждый этап описывается более подробно. а) Расчет угловой скорости ветроколеса 𝜔 и мощности на валу 𝑃на валу . Угловая скорость ветроколеса вычисляется по формуле: Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 38

𝜔 = 60 𝑢𝑍 2𝜋𝑅 (3.10) Мощность на валу ветроколеса вычисляется по формуле: 𝑃на валу = 𝐶𝑝 𝜋ρ𝑢3 𝑅 2 , 2 (3.11) где 𝐶𝑝 – коэффициент использования энергии ветра; ρ – плотность воздуха, кг/м3. В данной работе плотность воздуха в расчетах принимается равной: ρ = 1,265 (кг/м3 ) б) (3.12) Расчет η̇ 𝐺 и доступной 𝑃𝐺̇ Выработка электроэнергии осуществляется с учетом коэффициента полезного действия (КПД) генератора. В основу расчета положена полученная опытным путем зависимость КПД генератора от величины мощности нагрузки, приведенная к относительным единицам [28]: η̇ 𝐺 = −3,506𝑃𝐺̇ 4 + 11,07𝑃̇𝐺3 − 12,32𝑃̇𝐺2 + 5,572𝑃𝐺̇ + 0,009 (3.13) Расчет КПД генератора η̇ 𝐺 и доступной фазной электромагнитной мощности 𝑃𝐺̇ выполняется при помощи итерационного расчета. Шаг итерации при данном расчете принимается равным 0,000001, что обеспечивает точность расчета до третьего знака после запятой. Алгоритм поиска КПД η̇ 𝐺 и доступной фазной электромагнитной мощности 𝑃𝐺̇ , соответствующие заданной 𝑃на валу , представлен на рисунке 3.2 , где hи – шаг итерационного расчета. Pна валу, PG РG=PG+hи Расчет ηG Нет PG G  Pна _ валу 3 Да ηG, PG Рисунок 3.2 – Алгоритм поиска КПД генератора η̇ 𝐺 и доступной фазной электромагнитной мощности 𝑃̇𝐺 , соответствующие заданной 𝑃на валу Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 39

Следует отметить, что при мощности 𝑃на валу менее 4500 Вт, КПД генератора η̇ 𝐺 составляет менее 1%. Работа ВЭУ при таких условиях с реальной нагрузкой маловероятна, поэтому запуск расчета 𝜂𝐺 при работе имитационной модели должен осуществляться при 𝑃на валу равной или большей 4500 Вт. в) Расчет 𝐼ф̇ При расчете фазного тока используется полученная опытным путем внешняя характеристика генератора при номинальной частоте вращения, выраженная в относительных единицах [28]: 𝑈̇ф = −0,231𝐼ф2̇ + 0,01𝐼ф̇ + 1,303 (3.14) Необходимо вывести уравнение, которое будет учитывать угловую скорость ветроколеса, что даст возможность использовать его при любом допустимом значении скорости ветра. Если принять 𝐼ф̇ = 0, то получим выражение, характеризующее величину напряжения на зажимах генератора при режиме холостого хода для номинальной частоты вращения ветроколеса: 𝑈̇хх (𝜔̇ ном ) = 1,303, (3.15) где 𝜔̇ ном – номинальная угловая скорость, о.е. Так как напряжение холостого хода напрямую зависит от частоты вращения ветроколеса, а внешние характеристики при различных скоростях ветра имеют один и тот же характер, то выражение (3.14) можно привести к более общему виду: 𝑈̇ф = −0,231𝐼ф2̇ + 0,01𝐼ф̇ + 𝑈̇хх (𝜔̇ ) (3.16) Так как 𝑈̇хх (𝜔̇ ) прямопропорционально зависит от 𝜔̇ , то: 𝑈̇хх (𝜔̇ ) = 𝑘𝜔̇ , (3.17) где 𝑘 – коэффициент пропорциональности. Если 𝜔̇ ном = 𝜔ном 85 = = 1, 𝜔баз 85 (3.18) то 𝑈̇хх (𝜔̇ ном ) 1,303 = = 1,303. 𝜔̇ ном 1 (3.19) Тогда уравнение (3.14) принимает вид: 𝑈ф̇ = −0,231𝐼ф2̇ + 0,01𝐼ф̇ + 1,303𝜔̇ Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 (3.20) Лист 40

Так как на данном этапе расчетов фазная электромагнитная мощность 𝑃𝐺̇ уже известна, то можно записать систему уравнений: 𝑈̇ф = −0,231𝐼ф2̇ + 0,01𝐼ф̇ + 1,303𝜔̇ { ; 𝑃̇𝐺 = 𝐼ф̇ 𝑈̇ф (3.21) Выразив 𝑈̇ф из второго уравнения и подставив в первое, получим: 𝑃̇𝐺 = −0,231𝐼ф2̇ + 0,01𝐼ф̇ + 1,303𝜔̇ 𝐼ф̇ (3.22) Домножим обе части уравнения на 𝐼ф̇ : −0,231𝐼ф3̇ + 0,01𝐼ф2̇ + 1,303𝜔̇ 𝐼ф̇ = 𝑃𝐺̇ (3.23) Перенесем 𝑃̇𝐺 в левую часть: −0,231𝐼ф3̇ + 0,01𝐼ф2̇ + 1,303𝜔̇ 𝐼ф̇ − 𝑃̇𝐺 = 0 (3.24) Действительный корень данного кубического уравнения и является искомым значением 𝐼ф̇ . Кубическое уравнение решается с помощью формул Кардано [50]. Уравнение (3.24) приводится к виду: 𝑥 3 + 𝑏𝑥 2 + 𝑐𝑥 + 𝑑 = 0 (3.25) Для рассматриваемого случая коэффициенты равны: 𝑎 = −0,231; 𝑏 = 0,01; 𝑐 = 1,303𝜔̇ ; (3.26) 𝑑 = −𝑃𝐺̇ . Представленное уравнение (3.25) с помощью замены 𝑥=𝑦− 𝑏 3𝑎 (3.27) сводится к виду в канонической форме 𝑦 3 + 𝑝𝑦 + 𝑞 = 0, (3.28) 𝑐 𝑏2 3𝑎𝑐 − 𝑏 2 − 2= ; 𝑎 3𝑎 3𝑎2 (3.29) 2𝑏 3 𝑏𝑐 𝑑 2𝑏 3 − 9𝑎𝑏𝑐 + 27𝑎2 𝑑 − + = . 27𝑎3 3𝑎2 𝑎 27𝑎3 (3.30) где 𝑝= 𝑞= Зная 𝑝 и 𝑞, находим: 𝑝 3 𝑞 2 𝑄 =( ) +( ) 3 2 Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 (3.31) Лист 41

Корни кубического уравнения в канонической форме (3.28) : 𝑦1 = 𝛼 + 𝛽; (3.32) 𝛼+𝛽 𝛼−𝛽 ±𝑖 √3, 2 2 (3.33) 𝑦2,3 = − где 𝑞 3 𝛼 = √− + √𝑄 2 (3.34) 𝑞 3 𝛽 = √− − √𝑄 2 (3.35) Так как в нашем случае кубическое уравнение решается с целью найти действующее значение тока, выраженное в относительных единицах, то корни 𝑦2,3 не представляют интереса и отбрасываются. Результат выражения (3.27) при подстановке корня 𝑦1 , является корнем исходного кубического уравнения (3.25) и искомым значением 𝐼ф̇ . г) Расчет 𝑈̇ф Подставляя значение 𝐼ф̇ в выражение (3.20) находим 𝑈̇ф . д) Расчет 𝑑𝑃 Расчет 𝑑𝑃 выполняется для отображения разницы между текущей мощностью выработки и потребления электроэнергии: 𝑑𝑃 = 𝑃𝐺 − 𝑃нагруз , (3.36) где 𝑃нагруз – текущая мощность нагрузки, Вт. е) Перевод в именованные единицы Используя выражения (6)-(9), переводим рассчитанные параметры в именованные единицы: 𝑃𝐺 = 𝑃баз 𝑃𝐺̇ (3.37) 𝑈ф = 𝑈баз 𝑈̇ф (3.38) 𝐼ф = 𝐼баз 𝐼ф̇ (3.39) На основании выше приведенной последовательности расчетов была составлена блок-схема, отражающая алгоритм работы ВЭУ. Блок-схема представлена на рисунке 3.3. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 42

Начало Нет Нет Нет u ≤ 25 Да u≤2 Да u ≤ 11 Расчет ω, Pна валу ω=0 Pна валу = 0 Оптимальное Ср Недостаточная скорость ветра для страгивания ветроколеса Да Расчет ω, Pна валу для u=11 РG = 0 ηG=0 Iф=0 Uф=0 Неоптимальное Ср Введена автоматика поддержания ном. оборотов Вывод ω, РG, ηG, Iф, Uф Нет Pна валу ≥ 4500 Вт РG = 0 Iф=0 ηG=0 ω=0 Pна валу = 0 РG = 0 ηG=0 Iф=0 UФ=0 Расчет ηG, РG Недостаточная мощность на валу для выработки электроэнергии Скорость ветра выше предельно допустимой Да Ввод мощности нагрузки Рнагруз Расчет dP = PG - Рнагруз Расчет Uф Ветроколесо выведено из работы Анализ знака и величины dP и определение режима в СЭС Вывод ω, РG, ηG, Iф, UФ Вывод ω, РG, ηG, Iф, UФ Расчет Iф Расчет Uф Вывод ω, РG, Pнагруз, dP, ηG, Iф, UФ Конец Рисунок 3.3 – Блок-схема, отражающая алгоритм работы ВЭУ 3.1.1.3 Реализация разработанного алгоритма работы ВЭУ в программном комплексе LabVIEW Разработанный алгоритм был реализован в программном комплексе LabVIEW с помощью графического языка программирования «G». Имитационная модель ВЭУ состоит из лицевой панели и блок-диаграммы [18]. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 43

Лицевая панель информирует пользователя о параметрах текущего режима работы модели, а также блокирует/разрешает ввод определенных параметров ( в данном случае ввод величины нагрузки). Внешний вид лицевой панели зависит от текущего режима работы модели ВЭУ. При скорости ветра менее 2 м/с, то есть менее скорости страгивания ветроколеса, ВЭУ находится в нерабочем режиме. Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.4. Рисунок 3.4 – Внешний вид лицевой панели модели ВЭУ при скорости ветра менее 2 м/с При дальнейшем увеличении скорости ветра, ветроколесо начинает вращаться, но данной энергии еще не достаточно для выработки электроэнергии (КПД генератора менее 1%). Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.5. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 44

Рисунок 3.5 – Внешний вид лицевой панели модели ВЭУ при скорости ветра 5 м/с Как только скорость ветра достигает величины, которая обеспечивает выполнение неравенства 𝑃на валу ≥ 4500 (Вт) (3.40) ВЭУ начинает вырабатывать электроэнергию (КПД становится более 1%). Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.6. При этом деблокируются поля для ввода величины мощности нагрузки и поле, отражающее разницу между текущей выработкой и потреблением электроэнергии. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 45

Рисунок 3.6 – Внешний вид лицевой панели модели ВЭУ при скорости ветра 7,5 м/с Механически ветроколесо рассчитано на частоту вращения, которая соответствует скорости ветра 11 м/с. Поэтому, при скорости ветра более 11 м/с, вводится автоматика поддержания номинальных оборотов, сдержиающая ветроколесо. КИЭВ (𝐶𝑝 ) при этом имеет неоптимальную величину и снижается при дальнейшем увеличении скорости ветра. Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.7. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 46

Рисунок 3.7 – Внешний вид лицевой панели модели ВЭУ при скорости ветра 20 м/с При ветре более 25 м/с во избежание механических повреждений ВЭУ, ветроколесо выводится из работы. Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.8. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 47

Рисунок 3.8 – Внешний вид лицевой панели модели ВЭУ при скорости ветра 30 м/с Блок-диаграмма – это разработанный на графическом языке «G» программный код, отражающий последовательность выполнения арифметических и логических операций с использованием исходных данных. Блок-диаграммы имитационной модели ВЭУ представлены на рисунках 3.9 и 3.10. Для экономии места и удобства чтения программы, логически независимые фрагменты кода были выделены в отдельные подпрограммы (в LabVIEW используется термин «подприборы»). Подпрограммы расчетов η𝐺 и 𝐼ф представлены на рисунках 3.11 и 3.12 соответственно. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 48

Рисунок 3.9 – Блок-диаграмма имитационной модели ВЭУ при 𝑃на валу менее 4500 Вт Рисунок 3.10 – Блок-диаграмма имитационной модели ВЭУ при 𝑃на валу равной и более 4500 Вт

Рисунок 3.11 – Подпрограмма («подприбор») расчета η𝐺 в имитационной модели ВЭУ Рисунок 3.12 – Подпрограмма («подприбор») расчета 𝐼ф в имитационной модели ВЭУ

3.1.2 Разработка имитационной модели ДЭС и ГПУ 3.1.2.1 Сбор и анализ технических параметров ДЭС и ГПУ Так как ДЭС и ГПУ используют одни и те же принципы выработки электроэнергии (вращение вала генератора осуществляется за счет преобразования тепловой энергии, полученной от сжигания топлива, в механическую энергию вала двигателя), следовательно, алгоритмы их работы будут также схожи. Поэтому, имитационная модель разрабатывалась на основе параметров генератора Leroy Somer LSA44.2M95 производства компании Cummins, устанавливаемого совместно как с дизельными, так и газовыми двигателями. Основные технические параметры генератора Leroy Somer LSA44.2M95 представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Основные технические параметры генератора Leroy Somer LSA44.2M95 производства компании Cummins Наименование параметра Значение параметра Постоянная мощность 150 кВА / 120 кВт Резервная мощность 165 кВА / 132 кВт Напряжение 230 / 400 В Частота / скорость вращения 50 Гц / 1500 об/мин Тип ротора явнополюсный Фазы / полюса 3 фазы / 4 полюса Наименование параметра Значение параметра Тип бесщеточный с самовозбуждением Коэффициент мощности (cos φ) 0,8 КПД 94 % Система возбуждения AREP Отношение короткого замыкания (Ксс) 0,42 Синхронное реактивное сопротивление по продольной оси (при неполном насыщении) (Xd) (о.е) Синхронное реактивное сопротивление по поперечной оси (при неполном насыщении) (Xq) (о.е) 1,9 Ток возбуждения холостого хода (io) (A) 1,2 Ток возбуждения при полной нагрузке (ic) (A) 4 Напряжение возбуждения при работе на нагрузку (uc) (В) 18 Обмотка 2/3 Тип обмотки 12 Класс защиты обмоток IP 23 Класс изоляции Н Максимальная скорость 2250 об/мин Изм Лист № документа Подпись . 3,17 ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 51

Генератор может работать в режиме Prime Power (PRP) (согласно стандарту ISO 8528-1: Prime Power – режим, при котором возможна постоянная работа генератора в течение неограниченного количества часов в год с переменной нагрузкой) или в режиме Emergency Standby Power (ESP) (согласно стандарту ISO 8528-1: Emergency Standby Power – режим для аварийного питания нагрузок на период отсутствия питания из внешней сети). На основании представленных технических параметров генератора Leroy Somer LSA44.2M95 работу ДЭС и ГПУ можно разделить на 3 режима [55]. Режимы и их описания представлены в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Возможные режимы работы ДЭС и ГПУ при установленном генераторе Leroy Somer LSA44.2M95 Мощность (на фазу), кВт Напряжение, В Загрузка системы возбуждения, % 0-50 50-55 Более 55 230 230 (230;0) [0;100] [100;110] 110 Расчеты отдельных параметров режимов работы модели ДЭС и ГПУ будут производиться в относительных единицах, ввиду чего необходимо заранее задать базовые величины. За базовую мощность принимается постоянная фазная мощность генератора Leroy Somer LSA44.2M95 𝑃ф.пост , рассчитываемая по формуле: 𝑃ф.пост = 𝑃пост , 3 (3.41) где 𝑃пост – постоянная мощность генератора Leroy Somer LSA44.2M95 (таблица 3.3), кВт. В паспортных данных технических параметров генератора (таблица 3.3) указано два значения постоянных мощностей: 150 кВА и 120 кВт. Данные значения относятся к режиму работы генератора при коэффициенте мощности 0,8. Следовательно, при cos φ = 1 генератор может продолжительно выдавать мощность в 150 кВт. Так как при разработке имитационных моделей нагрузка рассматривается как чисто активная, то значение постоянной мощности принимается равным 150 кВт. Тогда: 𝑃баз = 𝑃ф.пост = 150 = 50 (кВт) = 50000 (Вт) 3 (3.42) За базовое напряжение принимается паспортное значение напряжения на зажимах генератора (таблица 3.3): Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 52

𝑈баз = 230 (В) (3.43) Тогда значение базового тока будет равно: 𝐼баз = 𝑃баз 50000 = = 217,391 (А) 𝑈баз 230 (3.44) Согласно закону Ома, базовое напряжение равняется: 𝑋баз = 𝑈баз 230 = = 1,058 (Ом) 𝐼баз 217,391 (3.45) 3.1.2.2 Разработка алгоритмов работы имитационной модели ДЭС и ГПУ и последовательности расчетов Как известно из курса «Электрические машины», при симметричном токе нагрузки напряжение на концах каждой фазы статорной обмотки будет равно [36]: ̅ф = 𝐸̅ф − (𝑟a + 𝑗𝜔𝐿a )𝐼ф̅ , 𝑈 (3.46) где 𝐸̅ф – комплекс фазной ЭДС, В; 𝑟a – активное сопротивление фазной обмотки статора, Ом; 𝜔𝐿a – реактивное сопротивление фазной обмотки статора, Ом; 𝐼ф̅ – комплекс фазного тока, А. Ротор выбранного генератора является явнополюсным, поэтому величина индуктивности 𝐿a периодически изменяется, так как при вращении ротора периодически изменяется положение железа полюсов относительно фаз обмотки статора. В связи с этим рассмотрение установившихся режимов машины является затруднительным. По этой причине далее при расчетах используется теория двух полей (теория двух реакций), в соответствии с которой векторно-топографические диаграммы (ВТД) строятся в осях ddqq, где ось dd сонаправлена с продольной осью ротора, а qq – с поперечной. ВТД для явнополюсного синхронного генератора в осях dd-qq (диаграмма Блонделя), представлена на рисунке 3.13. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 53

Рисунок 3.13 – ВТД для явнополюсного синхронного генератора в осях dd-qq (диаграмма Блонделя) Используя диаграмму Блонделя, после тригонометрических преобразований, получим выражение для расчета напряжения на зажимах генератора в о.е.: 𝑈̇ф = 𝑍̇н √𝑥̇ 𝑞2н + 𝑟̇ан2 𝐸̇ , 𝑥̇ 𝑑н 𝑥̇ 𝑞н + 𝑟̇ан2 𝑞 (3.47) где 𝑍̇н – полное сопротивление нагрузки, о.е; 𝑥̇ 𝑑н – сумма продольного реактивного сопротивления генератора и реактивного сопротивления нагрузки, о.е; 𝑥̇ 𝑞н – сумма поперечного реактивного сопротивления генератора и реактивного сопротивления нагрузки, о.е; 𝑟̇ан – сумма активных сопротивлений фазной обмотки статора и нагрузки, о.е.; 𝐸̇𝑞 – ЭДС, наводимая в обмотке статора благодаря магнитному потоку возбуждения, о.е. При разработке имитационной модели принимается, что нагрузка несет чисто активный характер, то есть индуктивные сопротивления нагрузки равняются нулю. Также активное сопротивление обмотки статора принимается равным 0 ввиду своей незначительной величины относительно индуктивных сопротивлений. Тогда выражение (3.47) можно преобразовать к виду: Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 54

𝑈̇ф = 𝑟̇н √𝑥̇ 𝑞2 + 𝑟̇н2 𝐸̇ , 𝑥̇ 𝑑 𝑥̇ 𝑞 + 𝑟̇н2 𝑞 (3.48) где 𝑟̇н – активное сопротивление нагрузки, о.е; 𝑥̇ 𝑞 – поперечное реактивное сопротивление генератора, о.е; 𝑥̇ 𝑑 – продольное реактивное сопротивление генератора, о.е. При расчете в о.е величина 𝐸̇𝑞 прямопропорционально зависит от величины тока возбуждения 𝑖в . Поэтому, при расчете в о.е выражение (3.48) будет эквивалентно выражению[36]: 𝑈̇ф = 𝑟̇н √𝑥̇ 𝑞2 + 𝑟̇н2 𝑖̇ 𝑥̇ 𝑑 𝑥̇ 𝑞 + 𝑟̇н2 в (3.49) или 𝑈̇ф = 𝛼̇ 𝑖в̇ , (3.50) где 𝛼̇ = 𝑟н̇ √𝑥̇ 𝑞2 + 𝑟̇н2 𝑥𝑑̇ 𝑥𝑞̇ + 𝑟̇н2 (3.51) Однако при разработке имитационной модели необходимо учитывать тот факт, что величина напряжения на шинах генератора 𝑈ф и ток возбуждения генератора 𝑖в не имеют гальванической связи. Иными словами, для корректности расчетов необходимо привести величину 𝑖в к стороне напряжения шин генератора. Из исходных технических параметров используемого в ДЭС и ГПУ генератора (таблица 3.3) известно, что номинальное фазное напряжение (230 В) может поддерживаться при перегрузке в 10%, то есть при фазной нагрузке в 55 кВт. Тогда для корректной работы имитационной модели необходимо найти значения 𝑖в , соответствующие режимам со следующими параметрами: – 𝑈ф = 230 В, 𝑃ф.н =50000 Вт (номинальный режим); – 𝑈ф = 230, 𝑃ф.н =55000 Вт (режим максимальной допустимой перегрузки), где 𝑃ф.н – фазная мощность подключенной нагрузки. Далее представлены расчеты данных значений 𝑖в . а) Расчет величины 𝑖в , соответствующей номинальному режиму. Переводим исходные данные в относительные единицы: 𝑈̇ф = ̇ = 𝑃ф.н 𝑈ф 230 = = 1 (о. е); 𝑈баз 230 (3.52) 𝑃ф.н 50000 = = 1 (о. е). 𝑃баз 50000 (3.53) Найдем фазное сопротивление нагрузки, соответствующее заданной мощности: Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 55

𝑈̇ф2 1 𝑟̇н = = =1 ̇ 1 𝑃ф.н (3.54) Используя выражение (3.51) рассчитаем 𝛼̇ : 𝑟н̇ √𝑥𝑞2̇ + 𝑟н2̇ 𝛼̇ = 𝑥𝑑̇ 𝑥𝑞̇ + 𝑟н2̇ = 1 ∙ √1,92 + 12 ≈ 0,306 (о. е) 3,17 ∙ 1,9 + 12 (3.55) Подставляя значение выражения (3.55) в выражение (3.50) и учитывая начальные условия, должно выполняться равенство: 𝑈ф̇ = 0,306𝑖в̇ = 1 (о. е) (3.56) Тогда: 𝑖в̇ = б) 1 ≈ 3,268 (о. е) 0,306 (3.57) Расчет величины 𝑖в , соответствующей режиму максимальной допустимой перегрузки Переводим исходные данные в относительные единицы: 𝑈ф 230 = = 1 (о. е); 𝑈баз 230 (3.58) 𝑃ф.н 55000 = = 1,1 (о. е). 𝑃баз 50000 (3.59) 𝑈̇ф = ̇ = 𝑃ф.н Найдем фазное сопротивление нагрузки, соответствующее заданной мощности: 𝑈̇ф2 1 𝑟̇н = = = 0,909 𝑃̇ф.н 1,1 (3.60) Используя выражение (3.51) рассчитаем 𝛼̇ : 𝑟н̇ √𝑥𝑞2̇ + 𝑟н2̇ 0,909 ∙ √1,92 + 0,9092 𝛼̇ = = ≈ 0,28 (о. е) 3,17 ∙ 1,9 + 0,9092 𝑥𝑑̇ 𝑥𝑞̇ + 𝑟н2̇ (3.61) Подставляя значение выражения (3.61) в выражение (3.50) и учитывая начальные условия, должно выполняться равенство: 𝑈ф̇ = 0,28𝑖в̇ = 1 (3.62) Тогда: 𝑖в̇ = 1 ≈ 3,571 0,28 (3.63) Найденные значения тока возбуждения 𝑖в̇ , соответствующие номинальному режиму и режиму максимальной допустимой перегрузки, используются далее в алгоритмах в качестве граничных значений. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 56

Обобщенно ход расчета параметров режимов ДЭС и ГПУ при фазной мощности нагрузки 𝑃ф.н больше нуля можно представить в виде блок-диаграммы, изображенной на рисунке 3.14. Начало Ввод Pф.н Расчет rн и перевод в о.е Расчет α Расчет iв, Uф Расчет степени загрузки системы возбуждения Перевод Uф в и.е Конец Рисунок 3.14 – Ход расчета параметров режимов ДЭС и ГПУ при фазной мощности нагрузки 𝑃ф.н больше нуля Далее каждый этап описывается более подробно. а) Расчет 𝑟н и перевод в о.е. Зная величину 𝑃ф.н , можно рассчитать соответствующее данной мощности фазное сопротивление нагрузки при условии поддержания на зажимах генератора напряжения 230 В: 𝑟н = 𝑈ф2 𝑃ф.н 2302 = 𝑃ф.н (3.64) Перевод сопротивления в относительные единицы: Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 57

𝑟̇н = б) 𝑟н 𝑟н = 𝑋баз 1,058 (3.65) Расчет α Используя выражение (3.51), находим значение 𝛼̇ : 𝑟н̇ √𝑥𝑞2̇ + 𝑟н2̇ 𝛼̇ = в) 𝑥𝑑̇ 𝑥𝑞̇ + 𝑟н2̇ = 𝑟н̇ ∙ √1,92 + 𝑟н2̇ 3,17 ∙ 1,9 + (3.66) 𝑟н2̇ Расчет 𝑖в̇ , 𝑈̇ф Расчет 𝑖в̇ , выполняется при помощи итерационного расчета с целью снизить время выполнения программного кода. Шаг итерации при данном расчете принимается равным 0,000001, что обеспечивает точность расчета до третьего знака после запятой. Алгоритм поиска соответсвующего 𝑖в̇ при итерационном расчете представлен в итоговой блоксхеме, отражающей алгоритм работы имитационной модели. Блок схема представлена на рисунке 3.15. Подставляя найденные значения 𝛼̇ и 𝑖в̇ в по формулу (3.50), находим значение фазного напряжения на зажимах генератора 𝑈̇ф при заданной мощности 𝑃ф.н . г) Расчет степени загрузки системы возбуждения Исходя из величины 𝑖в̇ при номинальном режиме (выражение (3.57), что соответствует 100% загрузке, текущая степень вычисляется по выражению: 𝛾= 𝑖в̇ ∙ 100%, 3,268 (3.67) где 𝛾 – степень загрузки системы возбуждения текущего режима, %. д) Перевод 𝑈̇ф в и.е Перевод найденного значения 𝑈̇ф из относительных в именованные единицы осуществляется с помощью формулы: 𝑈ф = 𝑈̇ф 𝑈баз = 𝑈̇ф ∙ 230 (3.68) На основании выше приведенной последовательности расчетов была составлена блок-схема, отражающая алгоритм работы ДЭС и ГПУ. Блок-схема представлена на рисунке 3.15. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 58

Начало Ввод Pф.н Расчет rн Перевод rн в о.е Расчет α iв=0,001 Uф=α * iв Нет Да Uф< 1 Да Генератор работает в режиме Prime Power Нет iв=3.268 iв=++0.001 Степень загрузки системы возбуждения Да Uф iв=3.571 Нет iв=++0.001 Генератор работает в режиме Standby Uф=α * iв Нет Угроза перегрева! Да Uф < 1 Система возбуждения работает в режиме перегрузки! Генератор работает в режиме Standby Uф=α * iв Степень загрузки системы возбуждения Степень загрузки системы возбуждения Uф Uф Конец Рисунок 3.15 – Блок-схема, отражающая алгоритм работы ДЭС и ГПУ Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 59

3.1.2.3 Реализация разработанного алгоритма работы ДЭС и ГПУ в программном комплексе LabVIEW Разработанный алгоритм был реализован в программном комплексе LabVIEW с помощью графического языка программирования «G». Внешний вид лицевой панели зависит от текущего режима работы модели. При мощности нагрузки 𝑃ф.н менее 50000 Вт имитационная модель работает в режиме Prime Power (PRP). При росте нагрузки увеличивается загрузка системы возбуждения 𝛾, поддерживая фазное напряжение на уровне 230 В. Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.16. Рисунок 3.16 – Внешний вид лицевой панели модели ДЭС и ГПУ при фазной мощности нагрузки 40000 Вт При нагрузке более 50000 Вт, но менее 55000 Вт модель работает в режиме Emergency Standby Power (ESP), то есть в режиме допустимой перегрузки. Однако продолжительность данного режима зависит от температуры окружающей среды и не должна превышать определенной величины. Поэтому модель выводит на лицевую панель предупреждение «Угроза перегрева!». В данном режиме система возбуждения также поддерживает напряжение на зажимах генератора на уровне 230 В. Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.17. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 60

Рисунок 3.17 – Внешний вид лицевой панели модели ДЭС и ГПУ при фазной мощности нагрузки 56000 Вт На нагрузку более 55000 Вт система возбуждения модели не рассчитана, что приводит к снижению уровня напряжения на зажимах генератора. При снижении напряжения ниже допустимого уровня в соответствии с [14], имитационная модель выводит на лицевую панель сообщение «Критическое снижение напряжения!». Внешний вид лицевой панели для данного режима представлен на рисунке 3.18. Рисунок 3.18 – Внешний вид лицевой панели модели ДЭС и ГПУ при фазной мощности нагрузки 65000 Вт Блок диаграммы для режимов Prime Power и в случае снижения напряжения на зажимах генератора ниже допустимого значения, представлены на рисунках 3.19 и 3.20 соответственно. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 61

Рисунок 3.19 – Блок-диаграмма имитационной модели ДЭС и ГПУ при режиме Prime Power Рисунок 3.20 – Блок-диаграмма имитационной модели ДЭС и ГПУ при снижении напряжения на зажимах генератора ниже допустимого значения

3.1.3. Разработка имитационной модели АКБ 3.1.3.1 Сбор и анализ технических параметров АКБ В качестве накопителей электроэнергии были выбраны литий-ионные- аккумуляторы. Способность обеспечивать высокие уровни выходного напряжения, выдачу высоких разрядных токов, а также отсутствие «эффекта памяти» – данные достоинства являлись ключевыми при выборе, так как работа накопителей должна быть согласованна со стохастическим характером выработки электроэнергии ВЭУ. В качестве исходных данных для разработки имитационной модели АКБ были взяты технические параметры аккумулятора LT-LYP380 производства компании «Лиотех». Технические параметры аккумулятора LT-LYP380 представлены в таблице 3.5. Таблица 3.5 – Технические параметры аккумулятора LT-LYP380 производства компании «Лиотех» Наименование параметра Значение параметра Производитель Лиотех Модель LT-LYP380 Номинальное напряжение, В 3,2 Номинальная емкость, А*ч 380 Номинальное напряжение, В 3,2 Номинальная емкость, А*ч 380 Рекомендуемый ток заряда/разряда, А 76 Максимальный ток заряда/разряда, А 1140 Рекомендуемый уровень разряда, % 70 Максимальный ток заряда/разряда, А 1140 Рекомендуемый уровень разряда, % 70 Работа АКБ подразумевает два возможных режима: режим заряда и разряда. Протекание каждого из режимов зависит от величины тока. В таблице 3.6 представлены параметры возможных режимов заряда и разряда при различных величинах тока, где Сном – номинальная емкость, А∙ч; t – время процесса, ч; Сm - максимальный накапливаемый/ отдаваемый заряд от ном. ёмкости, %; I – ток рассматриваемого процесса, А. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 63

Таблица 3.6 – Параметры возможных режимов заряда и разряда при различных величинах тока Заряд I, А Разряд t, ч Сm, % t, ч Сm, % 0,05Сном < I < 1Сном 2,2-2,9 100 1–20 100 1Сном ≤ I < 2Сном 0,45-1 80 0,47–1 2Сном ≤ I < 2,5Сном 0,4-0,45 75 0,39-0,47 2,5Сном ≤ I ≤ 3Сном 0,25-0,4 70 0,33-0,39 90-100 В отдельных выражениях при расчетах используются относительные единицы. За базовую величину тока принимается ток с кратностью 1 относительно номинальной ёмкости батареи: 𝐼баз = 1𝐶ном = 380 (А) 3.1.3.2 Разработка алгоритмов работы имитационной модели (3.69) АКБ и последовательности расчетов Далее каждый из режимов (заряд/разряд) рассматривается отдельно с учетом изменения величины тока. а) Режим разряда При моделировании процесса разряда АКБ использовалась разрядная паспортная характеристика аккумулятора LT-LYP380 [52], представленная на рисунке 3.21. Рисунок 3.21 – Разрядная паспортная характеристика аккумулятора LT-LYP380 производства компании «Лиотех» Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 64

В соответствии с представленной разрядной характеристикой принимается, что закон изменения времени разряда при величинах тока, находящихся между отмеченными значениями на рисунке 28, является линейным. Обобщенно ход расчетов для режима разряда при токе больше 0 можно представить в виде блок-диаграммы, изображенной на рисунке 3.22. Начало Ввод I Определение промежутка, содержащего I Расчет t Корректировка t с учетом Wнач Расчет скорости убывания заряда Конец Рисунок 3.22 – Ход расчета параметров режима разряда АКБ при токе больше 0 где 𝐼 – рассматриваемая величина тока разряда, А; 𝑊нач – начальная степень заряда батареи, %. Далее каждый этап описывается более подробно. 1. Определение промежутка, содержащего 𝐼 Для дальнейшего расчета, необходимо определить в каком промежутке разрядной характеристики (рисунок 3.21) находится введенное значение тока. После определения промежутка с граничными значениями 𝐼гран1 и 𝐼гран2 [𝐼гран1; 𝐼гран2], определяются соответствующие граничные значения времени 𝑡гран1 и 𝑡гран2 . Поиск нужных значений тока (и, соответственно, времени) в программе осуществляется путем сопоставления введенного значения 𝐼 со значениями заранее заданного массива. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 65

Значения 𝐼гран1, 𝐼гран2 и 𝑡гран1 , 𝑡гран2 сохраняются и передаются для вычислений на следующий шаг. 2. Расчет 𝑡 Расчет продолжительности разряда для введенной величины тока находится с помощью линейной интерполяции: 𝑡100% = 𝑡гран1 + 𝑡гран2 − 𝑡гран1 (𝐼 − 𝐼гран1 ) 𝐼гран2 − 𝐼гран1 (3.70) где 𝑡100% – время разряда полностью заряженной батареи, ч. 3. Расчет 𝑡доступ с учетом 𝑊нач Рассчитанное значение 𝑡100% по формуле (3.70) соответствует времени разряда при первоначальной степени заряда 100 %. Поэтому если батарея была полностью заряжена, то: 𝑡доступ = 𝑡100% (3.71) Если начальная степень заряда была меньше 100%, то величина времени разряда корректируется по формуле: 𝑡доступ = 𝑡100% 4. 𝑊нач 100 (3.72) Расчет скорости убывания заряда Зная начальную степень заряда АКБ 𝑊нач и продолжительность процесса разряда при рассматриваемой величине тока 𝑡доступ , рассчитывается скорость убывания заряда: ϑр = 𝑊нач 3600𝑡доступ (3.73) Иными словами степень заряда АКБ каждую секунду снижается на величину ϑр . Далее расчет выполняется циклически, уменьшая 𝑊нач каждую секунду на величину ϑр в течение времени 𝑡доступ . Событиями, прерывающими циклический расчет и запускающими расчет с первоначальной позиции, являются: – изменение величины разрядного тока 𝐼; – изменение текущего режима работы; – достижение степени заряда АКБ равной 0%. б) Режим заряда Процесс заряда литий-ионных аккумуляторов является комбинированным и состоит из 2-ух этапов: – этап заряда постоянным током; Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 66

– этап заряда постоянным напряжением. Далее степень заряда, соответствующая окончанию 1 этапа заряда, обозначается как 𝑊1 , а окончанию 2 этапа – 𝑊2 . Заряд АКБ на первом этапе осуществляется при постоянной величине тока, продолжительность 𝑡1 которого зависит от величины тока: чем выше ток, тем быстрее протекает процесс заряда. Однако вместе с этим способность АКБ накапливать заряд снижается и увеличивается продолжительность 2-го этапа 𝑡2 . На втором этапе АКБ заряжается постоянным напряжением при падающем токе. На данном этапе аккумулятор может запасти еще 10-15% заряда. Типовая зарядная характеристика при комбинированном методе заряда и соответствующее увеличение напряжения на зажимах АКБ, представлены на рисунке 3.23. Рисунок 3.23 – Типовые характеристики литий-ионного АКБ при комбинированном заряде Обобщенно ход расчетов для режима заряда можно представить в виде блокдиаграммы, изображенной на рисунке 3.24. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 67

Начало Ввод I Определение Wmax Расчет продолжительности этапов заряда (t1,t2) Определение момента начала заряда tнач Расчет скорости нарастания заряда Конец Рисунок 3.24 – Ход расчета параметров режима заряда АКБ при токе больше 0 где 𝑊𝑚ax – предельное значение степени заряда, которое АКБ может достичь при данном токе, %; 𝑊нач – момент начала процесса заряда относительно общего времени заряда, мин. Далее каждый этап описывается более подробно. 1. Определение 𝑊𝑚ax Как отмечалось ранее, способность АКБ накапливать заряд зависит от величины текущего тока: чем больше величина зарядного тока, тем меньшей степени заряда можно достичь. Предельные значения степени заряда для различных величин зарядных токов представлены в таблице 3.7. Величины токов выражены относительно номинальной емкости. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 68

Таблица 3.7 – Предельные значения степени заряда 𝑊max для различных зарядных токах 2. Величина тока, о.е 𝑊max , % 0,05Сном ≤ I < 1Сном 100 1Сном ≤ I < 2Сном 80 2Сном ≤ I < 2,5Сном 75 2,5Сном ≤ I ≤ 3Сном 70 Расчет продолжительности этапов заряда 𝑡1 , 𝑡2 Продолжительность 1-го этапа заряда АКБ (этап заряда постоянным током) рассчитывается по формуле: 𝑡1 = −0,212𝐼 3 + 1,436𝐼 2 − 3,345𝐼 + 3,089 (3.74) где 𝐼 – величина зарядного тока рассматриваемого процесса заряда, о.е. Продолжительность 2-го этапа заряда АКБ (этап заряда постоянным напряжением) рассчитывается по формуле: 𝑡2 = −0,116𝐼 3 − 0,753𝐼 2 + 1,991𝐼 − 0,11 (3.75) Общее время продолжительности заряда составляет: 𝑡общ = 𝑡1 + 𝑡2 3. (3.76) Определение момента начала заряда 𝑡нач В случае, если на момент начала процесса заряда АКБ имела ненулевую степень заряда, то общая продолжительность будет меньше, чем 𝑡общ , рассчитанная в выражении (3.76) и должна быть скорректирована. Если начальная степень заряда АКБ 𝑊нач меньше, чем 𝑊1 , то корректное общее время заряда 𝑡общ рассчитывается по формуле: 𝑡общ = (𝑡1 + 𝑡2 ) − 𝑊нач 𝑡 𝑊1 1 (3.77) В случае, если 𝑊нач больше, чем 𝑊1 , то корректное общее время заряда 𝑡общ будет равно: 𝑡общ = 4. 𝑊нач − 𝑊1 𝑡 𝑊2 − 𝑊1 2 (3.78) Расчет скорости нарастания заряда В случае, если 𝑊нач < 𝑊1 , то скорость нарастания заряда до момента достижения степени заряда величины 𝑊1 рассчитывается по формуле: Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 69

ϑз1 = 𝑊1 𝑡1 (3.79) При достижении величины 𝑊1 , а также если Wнач > 𝑊1 , то скорость нарастания заряда до момента достижения 𝑊2 , равного 𝑊max , рассчитывается по формуле: ϑз2 = 𝑊2 − 𝑊1 𝑡2 (3.80) Далее расчет выполняется циклически, увеличивая величину 𝑊нач до значения 𝑊max. Событиями, прерывающими циклический расчет и запускающими расчет с первоначальной позиции, являются: – изменение величины тока 𝐼; – изменение текущего режима работы; – достижение степени заряда АКБ равной 𝑊max . На основании выше приведенной последовательности расчетов для процессов заряда и разряда была составлена блок-схема, отражающая алгоритм работы АКБ. Блок-схема представлена на рисунке 3.25. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата еЛист Лист _ 70

Начало Задание начального уровня заряда АКБ W0,% Нет Да Первый запуск программы? Wтек = Wпосл-яя итер-я Wтек = W0 Считывание текущего значения тока, Iтек Заряд Режим? Разряд Iуст = Iтек Iуст=Iтек Да Нет Определение соответсвующего Iуст времени разряда, t100% Wтек = 100 АКБ заряжена! Нет Нет Да Определение доступного времени разряда, tдоступ: tдоступ = (Wтек / 100)t100% Да Возможен заряд при текущих Wтек, Iтек? Режим = разряд? Определение t1, t2, соответствующих Iуст Снизьте ток заряда! Определение скорости снижения заряда АКБ, ∆W: ∆W = Wтек / tдоступ Определение W1, W2, соответствующих Iуст tтек = tдоступ Нет Да Wтек < W1 Да Нет Нет Первая итерация? Да Нет Wтек = 0 Да Нет АКБ разряжена! Нет Первая итерация? Определение момента начала заряда I-ой стадии tнач.I-я стад: tнач.I-я стад = (Wтек / W1)t1 Да Определение момента начала заряда II-ой стадии tнач.II-я стад: tнач.II-я стад = (Wтек – W1) / (W2 – W1)t2 tтек = tтек – 1; Wтек = Wтек + W1 / t1; Да Wтек ≤ 30 Wтек < W2 Превышен рекомендуемый уровень разряда tтек = tтек – 1; Wтек = Wтек – ∆W; tтек = (t1 + t2) – tнач.I-я стад – 1 Wтек = Wтек + W1 / t1; До полного заряда осталось: tтек tтек = tтек – 1; Wтек = Wтек + W2 / t2; tтек = t2 – tнач.II-я стад – 1 Wтек = (Wтек + W1 – W2) / t1; Нет До окончания заряда осталось: tтек Нет Да Да Да Да Режим = заряд? | Iтек - Iуст | ≥ 0 До окончания заряда осталось: tтек Нет Режим = разряд? Нет | Iтек - Iуст | ≥ 0 Да Да | Iтек - Iуст | ≥ 0 Нет Нет Режим = разряд? Конец Рисунок 3.25 – Блок-схема, отражающая алгоритм работы АКБ

3.1.3.3 Реализация разработанного алгоритма работы АКБ в программном комплексе LabVIEW Разработанный алгоритм был реализован в программном комплексе LabVIEW с помощью графического языка программирования «G». Внешний вид лицевой панели зависит от текущего режима работы модели. На рисунке 3.26 представлена лицевая панель имитационной модели при заряде АКБ током 400 А. В соответствии с таблицей 3.7 максимальная степень заряда, которую можно достичь при данном токе составляет 80%. Как видно из представленного рисунка 3.27 при достижении 80% процесс заряда останавливается и модель выводит сообщение «Недопустимый ток для дозаряда. Снизьте ток!». Рисунок 3.26 – Внешний вид лицевой панели модели АКБ при заряде током 400 А Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 72 Иван ов 72GЛ

Рисунок 3.27 – Внешний вид лицевой панели модели АКБ при заряде током 400 А и достижении 𝑊max =80% На рисунке 3.28 представлена лицевая панель имитационной модели при разряде АКБ током 600 А. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 73 Иван ов 73GЛ

Рисунок 3.28 – Внешний вид лицевой панели модели АКБ при разряде током 600 А Глубокий разряд для литий-ионных батарей является нежелательным, поэтому при степени заряда ниже 30% (в соответствии с паспортными данными) на лицевой панели высвечивается предупреждение «Превышен рекомендуемый уровень разряда!». При полном разряде модель выдает сообщение «Батарея разряжена!» как показано на рисунке 3.29. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 74 Иван ов 74GЛ

Рисунок 3.29 – Внешний вид лицевой панели модели АКБ при полном разряде Блок-диаграммы модели АКБ для режимов заряда и разряда представлены на рисунках 3.30 и 3.31 соответственно. Изм Лист № документа Подпись . ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Дата _ Лист 75 Иван ов 75GЛ

Рисунок 3.30 – Блок-диаграмма имитационной модели АКБ при режиме заряда Рисунок 3.31 – Блок-диаграмма имитационной модели АКБ при режиме разряда

3.2 Разработка и исследование имитационной модели изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» Разработанные модели в совокупности образуют имитационную модель изолированной системы электроснабжения. Изменения входных аналоговых и дискретных сигналов моделей соответствуют воздействиям внешних факторов на реальные энергоустановки в процессе их работы. Далее представлены зависимости параметров режимов работы разработанных моделей при изменении соответствующих входных данных. 3.2.1 Результаты работы имитационной модели ВЭУ Результатом работы имитационной модели ВЭУ является зависимость величины генерируемой электрической мощности 𝑃𝐺 от скорости ветра 𝑢. Соответствующий график представлен на рисунке 3.32. Сравнение полученных зависимостей параметров работы ВЭУ от скорости ветра с аналитическими характеристиками позволяет сделать вывод о корректности работы модели. Для каждого режима работы ВЭУ на рисунке также представлены соответствующие информационные сообщения лицевой панели. Рисунок 3.32 – График зависимости величины генерируемой ВЭУ фазной электромагнитной мощности 𝑃𝐺 от величины скорости ветра 𝑢 Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 77

Работу ВЭУ можно разделить на 4 зоны, как показано на рисунке 3.32. В зоне №1 𝑃𝐺 =0 по причине недостаточной мощности, развиваемой валом ветродвигателя. Зона №2 соответствует рабочему режиму (𝑃𝐺 > 0) c оптимальным коэффициентом использования ветра (𝐶𝑝 , в отличии от зоны №3, где ВЭУ работает с введенной в работу автоматикой поддержания номинальных оборотов. В зоне №4 ветроколесо выведено из работы, так как скорость ветра выше предельно допустимой. 3.2.2 Результаты работы имитационной модели ДЭС и ГПУ Результатом работы имитационной модели ДЭС и ГПУ являются зависимости уровня напряжения на зажимах генератора 𝑈ф и степени загрузки системы возбуждения γ от величины мощности нагрузки 𝑃ф.н . Соответствующие графики представлены на рисунке 3.33. Сравнение полученных зависимостей параметров работы ДЭС и ГПУ от величины мощности нагрузки с аналитическими характеристиками позволяет сделать вывод о корректности работы модели. Для каждого режима работы ДЭС и ГПУ на рисунке 3.33 также представлены соответствующие информационные сообщения лицевой панели. Рисунок 3.33 – Графики зависимостей величин степени загрузки системы возбуждения 𝛾 и уровня напряжения на зажимах генератора 𝑈ф от величины мощности нагрузки 𝑃ф.н Оба полученных графика можно разделить на 3 зоны. В зоне № 1 генератор работает в режиме Prime Power - режим постоянной нагрузки, допустимый в течение неограниченного количества часов в год при переменных нагрузках. Зона №2 – зона Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 78

допустимой перегрузки (режим Standby). Работа в режимах, соответствующих зоне №3, недопустима. 3.2.3 Результаты работы имитационной модели АКБ Результатом работы имитационной модели АКБ являются зарядные и разрядные характеристики. Соответствующие графики представлены на рисунках 3.34 и 3.35. Сравнение полученных зависимостей параметров работы АКБ от величины тока с аналитическими характеристиками позволяет сделать вывод о корректности работы модели. Для каждого режима работы АКБ на рисунках также представлены соответствующие информационные сообщения лицевой панели. Рисунок 3.34 – Зарядные характеристики АКБ при различных значениях тока Рисунок 3.35 – Разрядные характеристики АКБ при различных значениях тока Как видно из рисунка 3.34 процесс заряда состоит из двух этапов (обозначены цифрами 1 и 2 на рисунке). С увеличением тока заряда продолжительность первого этапа сокращается, а второго – увеличивается. Также с увеличением тока снижается максимально возможная степень заряда. Как видно из рисунка 3.35 при одинаковой начальной степени заряда с увеличением тока снижается продолжительность разряда – АКБ быстрее отдает запасенную ранее энергию. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 79

Концепция 3.3 создания программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» 3.3.1 Переход от реального энергетического комплекса к программноаппаратному имитационному комплексу Для наглядного представления функционирования имитационных моделей должна быть выполнена их аппаратная реализация, то есть их перенос на микроконтроллерные платформы. Микроконтроллерные платформы, хранящие в своей памяти алгоритмы функционирования реальных энергетических установок в виде программного кода, а также алгоритмы системы управления, в совокупности образуют программно-аппаратный комплекс изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид». Работа с программно-аппаратным комплексом, являющимся имитационной моделью реальной энергетической системы, позволяет исследовать безграничное число возможных режимов, при этом снизив риски до минимума. На рисунке 3.36 схематично представлен процесс замещения участников реальной системы микроконтроллерными изолированной системы платформами электроснабжения, программно-аппаратного комплекса функционирующей принципу по «микрогрид». Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 80

Рисунок 3.36 – Замещение участников реальной системы микроконтроллерными платформами программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» На рисунке 3.37 представлена структурная схема программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, где цифрами обозначено: 1 – микроконтроллерные платформы, соответствующие энергетическим установкам реальной системы (Arduino M0 Pro); 2 – микроконтроллерная платформа, соответствующая разрабатываемой системе управления комплексом (Arduino DUE); 3 – потенциометры, моделирующие соответствующие внешние воздействия на реальные энергетические установки в процессе их работы (Аналоговый потенциометр Troyka - модуль); 4 – жидкокристаллические дисплеи, предоставляющие данные о текущем режиме работы соответствующей микроконтроллерной платформы (ЖК-дисплей 1602 LCD blue); 5 – часы реального времени, предназначенные для синхронизации всего программно-аппаратного комплекса (Часы реального времени Troyka - модуль); 6 – индикация, предоставляющая информацию о режиме работы программноаппаратного комплекса в целом (1.5-дюймовый RGB OLED дисплейный модуль). Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 81

Рисунок 3.37 – Структурная схема программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид» 3.3.2 Обоснование и описание выбранного оборудования для комплектации программно-аппаратного комплекса Выбор микроконтроллерных платформ и периферийных устройств для создания единой информационно-коммуникационной сети выполнялся путем технико- экономического сравнения аналогов. При выборе каждого компонента учитывались технические параметры, набор поддерживаемых протоколов связи и интерфейсов, габаритные размеры и стоимость. Далее приведены технические параметры выбранных компонентов и решаемые ими задачи в рамках программно-аппаратного комплекса изолированной системы электроснабжения, функционирующей по принципу «микрогрид». ЖК-дисплей 1602 LCD blue ЖК-дисплей 1602 LCD blue осуществляет визуальное отображение информации о работе конкретного блока имитационной модели. Коммуникация с микроконтроллером осуществляется по 2-х проводной связи, что экономит цифровые пины контроллера для подключения дополнительной периферии. Технические параметры ЖК-дисплея 1602 LCD blue представлены в таблице 3.8. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 82

Таблица 3.8 – Технические параметры ЖК-дисплея 1602 LCD blue Параметр Значение Цвет подсветки Синий Количество символов в строке 16 Количество строк 2 Язык по умолчанию поддерживает латиницу Интерфейсы IIC/I2C/TWI Напряжение питания 5В Тип дисплея или индикатора LCD Разрешение дисплея в пикселях 16x2 Тип подключения SPI/I2C Аналоговый потенциометр (Troyka - модуль) Аналоговый потенциометр (Troyka - модуль) выступает в роли имитатора внешних, имеющих стохастический характер изменения факторов, влияющих на работу реальных энергоустановок (скорость ветра, величина нагрузки). Изменяя угол поворота движка, изменяется сопротивление потенциометра, что в свою очередь приводит к изменению уровня выходного сигнала (уровню напряжения). Потенциометр подключается к контактам микроконтроллерной платформы с широтно-импульсной модуляцией. Технические параметры аналогового потенциометра (Troyka - модуль) представлены в таблице 3.9. Таблица 3.9 – Технические параметры аналогового потенциометра (Troyka - модуль) Параметр Значение Тип Линейный Вид выходного сигнала Аналоговый Сопротивление 10 кОм Угол поворота движка 300° Микроконтроллерная платформа Arduino M0 Pro Микроконтроллерная платформа Arduino M0 Pro является прототипом реальной энергоустановки и служит для имитации ее работы в программно-аппаратном комплексе благодаря заранее разработанным и загруженным в память платформы программным кодам. Это позволяет проводить исследования режимов работы энергоустановок при различных условиях, снижая при этом материальные риски до минимума. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 83

В информационно-коммуникационной сети Arduino M0 Pro выполняют роль «Slave» («Ведомые»). Технические параметры микроконтроллерной платформы Arduino M0 Pro представлены в таблице 3.10. Таблица 3.10 – Технические параметры микроконтроллерной платформы Arduino M0 Pro Параметр Значение Микроконтроллер Atmel ATSAMD21G18 ARM Cortex- M0 Тактовая частота 48 МГц Архитектура 32-битная Объём Flash-памяти 256 КБ Объём SRAM-памяти 32 КБ Портов ввода-вывода всего 20 Портов с АЦП 6 Разрядность АЦП 12 бит, по умолчанию 10 бит Портов, подключённых к ЦАП 1 Разрядность ЦАП 10 бит Портов с ШИМ 12 Разрядность ШИМ 10 бит, по умолчанию 8 бит Аппаратных интерфейсов SPI 1 Аппаратных интерфейсов I²C / TWI 1 Аппаратных интерфейсов UART / Serial 1 Параметр Значение Номинальное рабочее напряжение 3,3 В Максимальный выходной ток пина 5V 1А Максимальный выходной ток пина 3V3 1,2 А (включая питание микроконтроллера) Допустимое входное напряжение от внешнего 7–14 В источника Габариты 69×53 мм Микроконтроллерная платформа Arduino DUE Микроконтроллерная платформа Arduino DUE реализует разработанные алгоритмы системы управления, представленные в виде загруженного в память платформы программного кода. Также платформа Arduino DUE выполняет роль «Master» («Ведущий») в информационно-коммуникационной сети и, используя полученные данные от «Slave» («Ведомый»), осуществляет информирование оператора о текущем состоянии системы. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 84

Технические параметры микроконтроллерной платформы Arduino DUE представлены в таблице 3.11. Таблица 3.11 – Технические параметры микроконтроллерной платформы Arduino DUE Параметр Значение Микроконтроллер Atmel SAM3X8E ARM Cortex-M3 Тактовая частота 84 МГц Архитектура 32-битная Объём Flash-памяти 512 Кб Объём SRAM-памяти 96 Кб Портов ввода-вывода всего 54 Портов с АЦП 12 Разрядность АЦП 12 бит, по умолчанию 10 бит Портов, подключённых к ЦАП 2 Разрядность ЦАП 12 бит Портов с ШИМ 12 Разрядность ШИМ 10 бит, по умолчанию 8 бит Аппаратных интерфейсов SPI 1 Аппаратных интерфейсов I²C / TWI 2 Аппаратных интерфейсов UART / Serial 4 Аппаратных интерфейсов CAN-шины 1 Аппаратных интерфейсов USB (native) 1 Номинальное рабочее напряжение 3,3 В Параметр Значение Максимальный выходной ток пина 5V 800 мА Максимальный выходной ток пина 3V3 800 мА Допустимое входное напряжение от внешнего 6-16 В источника Габариты 10,16 × 5,3 см Часы реального времени Troyka – модуль Часы реального времени (Troyka - модуль) выступают как инструмент синхронизации всех компонентов программно-аппаратного комплекса между собой и предоставляют возможность привязки действий (выдача сигнала) к требуемому моменту времени. Технические параметры часов реального времени (Troyka - модуль) представлены в таблице 3.12. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 85

Таблица 3.12 – Технические параметры часов реального времени (Troyka - модуль) Параметр Значение Напряжение внешнего питания 4,5–5,5 В Напряжение питания батарейки 2–3,5 В Потребляемый ток 500 нА Выходной интерфейс I²C Габариты 25,4×25,4 мм 1.5-дюймовый RGB OLED дисплейный модуль 1.5-дюймовый RGB OLED дисплейный модуль осуществляет визуальное отображение информации о работе всего комплекса. Коммуникация с микроконтроллером осуществляется по четырех- или трехпроводному интерфейсу SPI. Технические параметры 1.5-дюймового RGB OLED дисплейного модуля представлены в таблице 3.13. Таблица 3.13 – Технические параметры 1.5-дюймового RGB OLED дисплейного модуля Параметр Значение Разрешение 128x128 пикселей глубина цвета 16-бит Драйвер SSD1351 Интерфейс 4-wire SPI, 3-wire SPI Цвет дисплея RGB, 65к цветов Оттенки серого 16 Угол обзора 160° Рабочее напряжение 3.3В / 5В Размер 44.5 х 37 (мм) Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 86

4 ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ В ИЗОЛИРОВАННОЙ СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Обоснование экономической эффективности основано на оценке изменения себестоимости рассматриваемой потребляемой системы (ветроэнергетической электроэнергии электроснабжения установки). При при внедрении энергоустановки снижении в на себестоимости сегмент основе №1 ВИЭ электроэнергии, дальнейший расчет экономических параметров (величина экономии, срока окупаемости) имеет смысл, при повышении – нет. Экономический расчет был выполнен для сегмента №1 для двух случаев: – электроснабжение сегмента осуществляется за счет генерирующих мощностей ДЭС и ВЭУ; – электроснабжение сегмента осуществляется за счет генерирующей мощности ДЭС (без ВЭУ). 4.1 Описание хода расчета. Принятые допущения Для расчета себестоимости электроэнергии необходимо первоначально рассчитать затраты. На рисунке 4.1 представлены затраты, учитываемые при экономическом расчете. Рисунок 4.1 – Затраты, учитываемые при экономическом расчете Таким образом затраты рассчитываются по формуле: З = К + С, (4.1) где К – общие капиталовложения, руб; Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 87

C – общегодовые эксплуатационные затраты, руб. Общие капиталовложения рассчитываются по формуле: К = Коб + Кст , (4.2) где Коб – стоимость оборудования, руб; Кст – стоимость строительно-монтажных работ, руб. Общегодовые эксплуатационные затраты рассчитываются по формуле: С = Сзп + Ст + Ср , (4.3) где Сзп – затраты на заработную плату обслуживающего персонала, руб; Ст – затраты на топливо, руб; Ср – затраты на проведение плановых ремонтов, руб. Стоимость строительства (затраты на строительно-монтажные работы) принимается равной 20% от общей стоимости оборудования, а затраты на плановые ремонты – 10%. Заработная плата обслуживающего персонала составляет 30000 руб. в месяц. Стоимость топлива принимается увеличенной в 1,7 раза относительно розничной стоимости (для учета влияния транспортной составляющей) [81] и составляет 83,64 руб/л. В качестве нагрузки было принято потребление электроэнергии, удаленного (изолированного) населенного поселка Мурманской области. Расчет потребляемой электроэнергии основан на данных о количестве и мощности потребителей и их режимах работы. Годовое электропотребление объекта по месяцам и суммарная, средняя за каждый месяц мощность представлена на рисунках 4.2 и 4.3 соответственно. кВт∙ч 180000 160000 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0 Рисунок 4.2 – Годовое электропотребление удаленного (изолированного) населенного поселка Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 88

кВт 250,000 200,000 150,000 100,000 50,000 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0,000 Рисунок 4.3 – Суммарная, средняя за каждый месяц мощность удаленного (изолированного) населенного поселка В соответствии с рисунком 1.2 общая нагрузка системы делится на два сегмента. Принято допущение о том, что нагрузка сегмента №1 составляет половину от общего потребления. Аналогичные рисункам 4.2 и 4.3 диаграммы для сегмента №1 представлены на рисунках 4.4 и 4.5. кВт∙ч 90000 80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0 Рисунок 4.4 – Годовое электропотребление сегмента №1 Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 89

кВт 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0,000 Рисунок 4.5 – Суммарная, средняя за каждый месяц мощность сегмента №1 Годовое потребление сегмента №1 составляет: 𝑊потр_год = 739450 (кВт ∙ ч) (4.4) Последовательность экономических расчетов для обоих случаев (с участием ВЭУ и без) представлена на рисунке 4.6 Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 90

Рисунок 4.6 – Последовательность экономических расчетов для случаев обеспечения электроснабжения сегмента №1 с использованием ВЭУ и без Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 91

Допущения, принятые при экономическом расчете: – предпроектное исследование местности с целью определения оптимальной мощности и количества ВЭУ не проводилось; – цены на оборудование приняты усредненными, так как реальные цены предоставляются в большинстве случаев путем официального запроса коммерческого предложения; – скорости ветра для расчета берутся из архива погоды ближайшей к рассматриваемому объекту метеостанции. Частота замеров: каждые 3 часа; – при расчете генерируемой ВЭУ электроэнергии принимается, что продолжительность скорости ветра (каждое показание из архива) составляет 3 ч.; – при расчете затрат на дизельное топливо не учитывается зависимость удельного расхода топлива от степени загрузки двигателя; – экономический срок службы для каждого вида оборудования принимается равным 20 лет. 4.2 Экономический расчет для системы электроснабжения сегмента №1 с использованием генерирующих мощностей ВЭУ Для расчета были взяты средние значения скоростей ветра за 2018 год для восточной части Мурманской области. Данные значения были получены при замерах скорости ветра на высоте 10-12 м от земли и приводятся к высоте гондолы ВЭУ (30 м) с помощью формулы: 𝐻1 𝑚 𝑢1 = 𝑢0 ( ) , 𝐻0 (4.5) где 𝑢0 – скорость ветра на высоте 10-12 м, м/с; 𝐻1 – заданная высота, м; 𝐻0 – высота измерения, м; 𝑚 – эмпирический показатель шероховатости подстилающей поверхности. Средние скорости ветра на высоте 30 м для каждого месяца представлены на рисунке 4.7. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 92

м/c 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0,00 Рисунок 4.7 – Значения средней скорости ветра на высоте 30 м для каждого месяца Используя пересчитанные значения скорости ветра для высоты 30 м (уровень установки гондолы для рассматриваемой ВЭУ) и результаты работы имитационной модели ВЭУ (рисунок 3.32) был проведен расчет количества электроэнергии, генерируемой каждый месяц, по формуле: 𝑛 8 𝑊мес_ВЭУ = ∑ ∑ 𝑃ВЭУ_𝑖 𝑇𝑖 , (4.6) 𝑘=1 𝑖 где 𝑃𝑖 – мощность ВЭУ при текущей, рассматриваемой скорости ветра, кВт; 𝑇𝑖 – продолжительность текущей, рассматриваемой скорости ветра, ч (принимается равной 3 ч, см. список принятых допущений). Объемы ежемесячной выработки ВЭУ электроэнергии представлены на рисунке 4.8 совместно с объемами потребления сегмента №1. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 93

кВт∙ч 90000 80000 70000 60000 50000 ЭЭ от ВЭУ 40000 30000 Потребление сегмента №1 20000 10000 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0 Рисунок 4.8 – Годовое электропотребление сегмента №1 Разница между уровнем потребления и генерацией ВЭУ должна компенсироваться за счет работы ДЭС. Требуемые ежемесячные объемы электроэнергии для компенсации дефицита представлены на рисунке 4.9. кВт∙ч 70000 60000 50000 40000 Необходимое кол-во ЭЭ от ДЭС 30000 20000 10000 Декабрь Ноябрь Октябрь Сентябрь Август Июль Июнь Май Апрель Март Февраль Январь 0 Рисунок 4.9 – Требуемые ежемесячные объемы выработки электроэнергии ДЭС Требуемый годовой объем дизельного топлива: 𝑖=12 𝑉ДТ = ∑ 𝑊мес.𝑖 𝑐ДВ , (4.7) 𝑖=1 Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 94

где 𝑊мес.𝑖 – суммарная требуемая выработка ДЭС электроэнергии за месяц, кВт∙ч (в соответствии с рисунком 4.9); 𝑐ДВ – удельный расход топлива двигателем, л/кВт∙ч. 𝑉ДТ = 160969,78 (л) (4.8) Удельный расход топлива двигателем, используемым для вращения вала рассматриваемого генератора, принят равным 0,338 л/кВт∙ч. Годовые затраты на топливо: СТ = 𝑉ДТ Цт , (4.9) где Цт – принятая цена на дизельное топливо, руб (см. подраздел 4.1). Годовые затраты на топливо для рассматриваемого случая составляют: СТ = 160969,78 ∙ 83,64 = 13463512 (руб) (4.10) В таблице 4.1 представлено необходимое для установки оборудование и усредненные цены. Информация предоставлена без указания конкретного производителя (см. список принятых допущений для экономического расчета). Таблица 4.1 – Необходимое для установки оборудование и соответствующие цены в случае использования ВЭУ для электроснабжения сегмента №1 Наименование оборудования Количество, шт Средняя цена, руб Общая стоимость, руб 1 4200000 4200000 ДЭС 1 1800000 1800000 Выпрямитель (для ДЭС) 1 300000 300000 АКБ 40 22000 880000 Инвертор 2 750000 1500000 ВЭУ (в комплекте с выпрямителем) ИТОГО (Коб ): 8680000 Исходя из суммарной стоимости оборудования, затраты на стоительно-монтажные работы составят (подраздел 4.1): Кст = 0,2Коб = 0,2 ∙ 86800000 = 1736000 (руб). (4.11) Годовые расходы на плановые ремонты (подраздел 4.1): Cр = 0,1Коб = 0,1 ∙ 86800000 = 868000 (руб). (4.12) Годовые расходы на заработную плату обслуживающему персоналу (подраздел 4.1): Сзп = 12 ∙ 2 ∙ 30000 = 720000 (руб). (4.13) Общие капиталовложения для рассматриваемой системы составляют: К = 8680000 + 1736000 = 10416000 (руб) (4.14) Общегодовые расходы ля рассматриваемой системы составляют: Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 95

С = 720000 + 13463512 + 86800 = 15051512 (руб) (4.15) Себестоимость электроэнергии рассчитывается по формуле: Сэл = 𝑘ам К + С , 𝑊год (4.16) где 𝑘ам – нормативный коэффициент амортизации. Нормативный коэффициент амортизации: 1 𝑘ам = , 𝑇 (4.17) где 𝑇 - экономический срок службы оборудования, лет. 𝑘ам = 1 = 0,05 20 (4.18) Себестоимость электроэнергии в случае использования ВЭУ для электроснабжения сегмента №1 равняется: Сэл_ВЭУ = 0,05 ∙ 10416000 + 15051512 руб = 21,059 ( ∙ ч). 739450 кВт (4.19) 4.3 Экономический расчет для системы электроснабжения сегмента №1 без ВЭУ, используя исключительно генерирующие мощности ДЭС При отсутствии ВЭУ все потребление сегмента №1 должно покрываться благодаря работе ДЭС. Тогда требуемый годовой объем топлива в соответствии с выражением (4.4): 𝑉ДТ = 𝑊потр_год 𝑐ДВ = 739450 ∙ 0,338 = 249934,1 (л) (4.20) Годовые затраты на дизельное топливо в соответствии с выражением (4.9): СТ = 249934,1 ∙ 83,64 = 20904488 (руб) (4.21) В таблице 4.2 представлено необходимое для установки оборудование и усредненные цены. Таблица 4.2 – Необходимое для установки оборудование и соответствующие цены в случае использования только ДЭС для электроснабжения сегмента №1 Наименование оборудования Количество, шт Средняя цена, руб Общая стоимость, руб ДЭС 1 1800000 1800000 ИТОГО (Коб ): 1800000 Исходя из суммарной стоимости оборудования, затраты на стоительно-монтажные работы составят (подраздел 4.1): Кст = 0,2Коб = 0,2 ∙ 1800000 = 360000 (руб). (4.22) Годовые расходы на плановые ремонты (подраздел 4.1): Cр = 0,1Коб = 0,1 ∙ 1800000 = 180000 (руб). Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 (4.23) Лист 96

Годовые расходы на заработную плату обслуживающему персоналу (подраздел 4.1): Сзп = 12 ∙ 2 ∙ 30000 = 720000 (руб). (4.24) Общие капиталовложения для рассматриваемой системы составляют: К = 1800000 + 360000 = 2160000 (руб) (4.25) Общегодовые расходы ля рассматриваемой системы составляют: С = 720000 + 20904488 + 180000 = 21804488 (руб) (4.26) Себестоимость электроэнергии в случае использования только ДЭС (ВЭУ) для электроснабжения сегмента №1 равняется: Сэл_ДЭС = 0,05 ∙ 2160000 + 21804488 руб = 29,633 ( ∙ ч). 739450 кВт (4.27) 4.4 Сравнение полученных результатов Как видно из представленных расчетов, внедрение рассматриваемой системы электроснабжения, функционирующей на основе принципов «микрогрид» привело к 29,633 снижению себестоимости электроэнергии в сегменте №1 в 21,059 = 1,407 раз или на 100 − 21,059 100 (29,633) = 28,934 %. Следует также учитывать, что в случае функционирования системы электроснабжения на основе принципов «микрогрид», дополнительная экономия дизельного топлива, а, следовательно, и денежных средств, будет достигаться за счет перетока электроэнергии из сегмента №2. Технологическое оборудование по производству биогаза (в совокупности с ГПУ) помимо источника электроэнергии также может выступать в роли ее накопителя в ситуациях, когда в сегменте №1 возникает профицит энергии (при работе ВЭУ). Таким образом, согласованная работа ВЭУ, АКБ и технологического оборудования по производству биогаза минимизирует потребность в органическом топливе и снижает затраты. Если за расчет период принять 1 год, то экономия денежных средств за счет снижения себестоимости рассчитывается формуле: Э = (СэлДЭС − Сэл_ВЭУ )𝑊потр_год (4.28) Э = (29,633 − 21,059) ∙ 739450 = 6340044 (руб) (4.29) и составит Срок окупаемости (возврата денежных средств, потраченных на общие капиталовложения): 𝑇окуп = Изм Лист № документа Подпись . Дата К Э ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 (4.30) Лист 97

Если все сэкономленные средства ежегодно будут направляться на возмещение общих капиталовложений, то срок окупаемости проекта внедрения в изолированную систему электроснабжения принципов «микрогрид» составит: 𝑇окуп = 10416000 = 1,643 (лет) 6340044 (4.31) 5 ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Данный раздел посвящен вопросам производственной безопасности при эксплуатации линий электропередач напряжением 0,4 кВ и был разработан в соответствии с ПУЭ и правилами охраны труда. Рассмотрены кабельные линии, проложенные в земле, и воздушные линии. 5.1 Воздушные линии 0,4 кВ Охранная зона Охранная зона ВЛ 0,4 кВ устанавливается в виде части поверхности участка земли и воздушного пространства (на высоту, соответствующую высоте опор воздушных линий электропередачи), ограниченной параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии электропередачи от крайних проводов при неотклоненном их положении на расстоянии 2 м. Для линий с самонесущими или изолированными проводами, проложенных по стенам зданий, конструкциям и т.д., охранная зона определяется в соответствии с установленными нормативными правовыми актами минимальными допустимыми расстояниями от таких линий. На опорах ВЛ на высоте не менее 2 м от земли через 250 м на магистрали ВЛ должны быть установлены (нанесены): порядковый номер опоры; плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, установленных на Требования к информационным знакам и их установке: – информационные знаки для обозначения охранных зон линий электропередачи рекомендуется изготавливать из листового металла или пластического материала толщиной не менее 1 мм и размером 280x210 мм; – на информационном знаке размещаются слова "Охранная зона линии электропередачи" (для воздушной линии), значения расстояний от места установки знака до границ охранной зоны, стрелки в направлении границ охранной зоны, номер телефона (телефонов) организации-владельца линии и кайма шириной 21 мм; – фон информационного знака белый, кайма и символы черные; Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 98

– на железобетонных опорах воздушных линий (ВЛ) информационные знаки могут быть нанесены непосредственно на поверхность бетона. При этом в качестве фона допускается использовать поверхность бетона, а размеры знака могут быть увеличены до 290x300 мм; – информационные знаки устанавливаются в плоскости, перпендикулярной к оси линии электропередачи (на углах поворота - по биссектрисе угла между осями участков линии); – для ВЛ их установка осуществляется на стойках опор на высоте 2,5-3,0 м. Положения при определении мест установки информационных знаков: а) Расстояние между информационными знаками должно быть: – в населенной местности - не более 250 м; – в ненаселенной местности - не более 500 м; – в труднодоступной местности - по решению владельца ВЛ в местах удобных подходов к ВЛ, где возможно появление людей. б) Информационные знаки должны устанавливаться также на опорах, ближайших к местам пересечений ВЛ с железными и шоссейными дорогами, нефте- и газопроводами, другими инженерными сооружениями. в) Информационные знаки могут размещаться как непосредственно на опорах, так и на отдельно стоящих стойках высотой 0,6-1 м. г) Допускается совмещать на одном знаке всю информацию, устанавливаемую требованиями п.2.4.6 и п.2.5.15 ПУЭ. д) Размеры информационного знака на ВЛ (в том числе совмещенного) выбираются по условию четкого распознания нанесенного на него текста. Заземление На опорах ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления, защиты от грозовых перенапряжений, заземления электрооборудования, установленного на опорах ВЛ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом. Металлические опоры, металлические конструкции и арматура бетонных элементов опор должны быть присоединены к PEN-проводнику. Крюки и штыри деревянных опор ВЛ, а также металлических и железобетонных опор при подвеске на них СИП с изолированным несущим проводником или со всеми несущими проводниками жгута заземлению не подлежат, за исключением крюков и штырей на опорах, где выполнены повторные заземления и заземления для защиты от атмосферных перенапряжений. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 99

Крюки, штыри и арматура опор ВЛ напряжением до 1 кВ, ограничивающих пролет пересечения, а также опор, на которых производится совместная подвеска, должны быть заземлены. На деревянных опорах ВЛ при переходе в кабельную линию заземляющий проводник должен быть присоединен к PEN-проводнику ВЛ и к металлической оболочке кабеля. Защитные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ для защиты от грозовых перенапряжений, должны быть присоединены к заземлителю отдельным спуском. Соединение заземляющих проводников между собой, присоединение их к верхним заземляющим выпускам стоек железобетонных опор, к крюкам и кронштейнам, а также к заземляемым металлоконструкциям и к заземляемому электрооборудованию, установленному на опорах ВЛ, должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями. Присоединение заземляющих проводников (спусков) к заземлителю в земле также должно выполняться сваркой или иметь болтовые соединения. В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой ВЛ должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от атмосферных перенапряжений. Сопротивления этих заземляющих устройств должны быть не более 30 Ом, а расстояния между ними должны быть не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40, 100 м - для районов с числом грозовых часов в году более 40. Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены: – на опорах с ответвлениями к вводам в здания, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы) или которые представляют большую материальную ценность (животноводческие и птицеводческие помещения, склады); – на концевых опорах линий, имеющих ответвления к вводам, при этом наибольшее расстояние от соседнего заземления этих же линий должно быть не более 100 м для районов с числом грозовых часов в году до 40 и 50 м - для районов с числом грозовых часов в году более 40. Оттяжки опор ВЛ должны быть присоединены к заземляющему проводнику. Минимально допустимые расстояния Расстояние от работников и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений должно составлять не менее 0,6 м. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 100

Расстояния от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов должно быть не менее 1 м. Расстояние по горизонтали от СИП при наибольшем их отклонении до элементов зданий и сооружений должно быть не менее: – 1,0 м - до балконов, террас и окон; – 0,2 м - до глухих стен зданий, сооружений. Допускается прохождение ВЛИ и ВЛ с изолированными проводами над крышами зданий и сооружениями (кроме оговоренных в гл. 7.3 и 7.4 (электроустановки во взрыво- и пожароопасных зонах), при этом расстояние от них до проводов по вертикали должно быть не менее 2,5 м. Расстояние по горизонтали от проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до зданий и сооружений должно быть не менее: – 1,5 м - до балконов, террас и окон; – 1,0 м - до глухих стен. Прохождение ВЛ с неизолированными проводами над зданиями и сооружениями не допускается. При прохождении ВЛИ по лесным массивам и зеленым насаждениям вырубка просек не требуется. При этом расстояние от проводов до деревьев и кустов при наибольшей стреле провеса СИП и наибольшем их отклонении должно быть не менее 0,3 м. При прохождении ВЛ с неизолированными проводами по лесным массивам и зеленым насаждениям вырубка просеки не обязательна. При этом расстояние от проводов при наибольшей стреле провеса или наибольшем отклонении до деревьев и кустов должно быть не менее 1 м. Расстояние от изолированных проводов до зеленых насаждений должно быть не менее 0,5 м. Изоляция Самонесущий изолированный провод крепится к опорам без применения изоляторов. На ВЛ с неизолированными и изолированными проводами независимо от материала опор, степени загрязнения атмосферы и интенсивности грозовой деятельности следует применять изоляторы либо траверсы из изоляционных материалов. На опорах ответвлений от ВЛ с неизолированными и изолированными проводами следует, как правило, применять многошейковые или дополнительные изоляторы. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 101

Охрана труда при проведении работ на ВЛ без снятия напряжения При выполнении работ на ВЛ до 1000 В без снятия напряжения безопасность персонала обеспечивается по одной из двух схем. Первая схема. Провод под напряжением - изоляция - человек - земля. Реализация схемы: работа в контакте, когда основным защитным средством (средство защиты, предназначенное для обеспечения электробезопасности) являются диэлектрические перчатки и изолированный инструмент. Вторая схема. Провод под напряжением - человек - изоляция - земля. Работы по этой схеме допускаются при следующих условиях: – изоляция работающего от земли специальными устройствами соответствующего напряжения; – применение экранирующего комплекта, соответствующего техническим регламентам и иным обязательным требованиям; – выравнивание потенциалов экранирующего комплекта, рабочей площадки и провода специальной штангой для переноса потенциала. Расстояние от работника до заземленных частей и элементов оборудования при работах должно быть не менее 0,6 м. Конкретные виды работ под потенциалом провода должны выполняться по специальным инструкциям или по технологическим картам, проектам организации работ (далее - ПОР), ППР. Не разрешается прикасаться к изоляторам и арматуре изолирующих подвесок, имеющих иной, чем провод, потенциал, а также передавать или получать инструмент или приспособления работникам, не находящимся на той же рабочей площадке, при выполнении работ с площадки изолирующего устройства, находящегося под потенциалом провода. Перед началом работ на изолирующих подвесках следует проверить измерительной штангой электрическую прочность фарфоровых изоляторов. При наличии выпускающих зажимов следует заклинить их на опоре, на которой выполняется работа, и на соседних опорах, если это требуется по рельефу трассы. Не разрешается работать на ВЛ и ВЛС, находящихся под напряжением, при тумане, дожде, снегопаде, в темное время суток, а также при ветре, затрудняющем работы на опорах. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 102

5.2 Кабельные линии 0,4 кВ, проложенные в земле Охранная зона Над подземными кабельными линиями до 1 кВ в соответствии с действующими правилами охраны электрических сетей должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями: по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при прохождении кабельных линий в городах под тротуарами - на 0,6 м в сторону зданий сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы. Охранные зоны кабельных линий используются с соблюдением требований правил охраны электрических сетей. Охранные зоны кабельных линий, проложенных в земле в незастроенной местности, должны быть обозначены информационными знаками. Информационные знаки следует устанавливать не реже чем через 500 м, а также в местах изменения направления кабельных линий. На информационных знаках должны быть указаны ширина охранных зон кабельных линий и номера телефонов владельцев кабельных линий. Требования к информационным знакам и их установке: – информационные знаки для обозначения охранных зон линий электропередачи рекомендуется изготавливать из листового металла или пластического материала толщиной не менее 1 мм и размером 280x210 мм; – на информационном знаке размещаются слова "Охранная зона кабеля. Без представителя не копать" (для кабельной линии), значения расстояний от места установки знака до границ охранной зоны, стрелки в направлении границ охранной зоны, номер телефона (телефонов) организации-владельца линии и кайма шириной 21 мм; – фон информационного знака белый, кайма и символы черные; – информационные знаки устанавливаются в плоскости, перпендикулярной к оси линии электропередачи (на углах поворота - по биссектрисе угла между осями участков линии). Положения при определении мест установки информационных знаков: а) Расстояние между информационными знаками должно быть: – в населенной местности - не более 250 м; – в ненаселенной местности - не более 500 м. Информационые знаки могут размещаться как непосредственно на опорах, так ина отдельно стоящих стойках высотой 0,6 – 1 м. б) Размеры информационного знака кабельной линии должны быть не менее 140 * 210 мм. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 103

Заземление Кабели с металлическими оболочками или броней, а также кабельные конструкции, на которых прокладываются кабели, должны быть заземлены или занулены в соответствии с требованиями, приведенными в ПУЭ. Для подстанций напряжением 6-10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть присоединены металлические оболочки и броня кабелей напряжением до 1 кВ и выше. На кабельные муфты, оболочки и броню контрольных и силовых кабелей распространяются требования защиты при косвенном прикосновении. При применении в качестве защитной меры автоматического отключения питания указанные открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания в системе TN и заземлены в системах IT и ТТ. При заземлении или занулении металлических оболочек силовых кабелей оболочка и броня должны быть соединены гибким медным проводом между собой и с корпусами муфт (концевых, соединительных и др.). Применять заземляющие или нулевые защитные проводники с проводимостью, большей, чем проводимость оболочек кабелей, не требуется, однако сечение во всех случаях должно быть не менее 6 мм. Минимально допустимые расстояния Расстояние от работников и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений не нормируется (без прикосновения). Расстояния от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов должно быть не менее 1 м. Расстояние в свету от кабеля, проложенного непосредственно в земле, до фундаментов зданий и сооружений должно быть не менее 0,6 м. Прокладка кабелей непосредственно в земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается. При прокладке транзитных кабелей в подвалах и технических подпольях жилых и общественных зданий следует руководствоваться СНиП Госстроя России. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, как правило, не менее 2 м. Изоляция Измерение сопротивления изоляции производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Для силовых кабелей до 1 кВ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 Мом. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 104

Охрана труда при разрезании кабелей и вскрытии кабельных муфт Перед разрезанием кабеля или вскрытием муфт следует удостовериться в том, что работа будет выполняться на подлежащем ремонту кабеле, что этот кабель отключен и что выполнены технические мероприятия. При прокладке кабелей в земле на рабочем месте подлежащий ремонту кабель определяется сверкой их расположения с чертежами прокладки. Для этой цели должна быть предварительно прорыта контрольная траншея (шурф) поперек кабелей, позволяющая видеть все кабели. Во всех случаях, когда отсутствует видимое повреждение кабеля, следует применять кабелеискательный аппарат. Перед разрезанием кабеля или вскрытием соединительной муфты необходимо проверить отсутствие напряжения с помощью специального приспособления, состоящего из изолирующей штанги и стальной иглы или режущего наконечника. На КЛ с двухсторонним питанием отсутствие напряжения проверяется проколом дистанционным способом с двух сторон от места повреждения кабеля или соединительной муфты. В траншеях, где проложено несколько кабелей, приспособление должно быть с дистанционным управлением. Приспособление должно обеспечить прокол или разрезание оболочки до жил с замыканием их между собой и заземлением. Кабель у места прокалывания предварительно должен быть закрыт экраном. При проколе кабеля следует пользоваться диэлектрическими перчатками и средствами защиты от термических рисков электрической дуги (спецодеждой, средствами защиты лица и глаз), при этом необходимо стоять на изолирующем основании сверху траншеи на максимальном расстоянии от прокалываемого кабеля. Прокол кабеля должны выполнять два работника: допускающий и производитель работ или производитель и ответственный руководитель работ. Один из них, прошедший специальное обучение, непосредственно прокалывает кабель, а второй - наблюдает. Если в результате повреждений кабеля открыты все токоведущие жилы, отсутствие напряжения можно проверять непосредственно указателем напряжения без прокола кабеля. Для заземления прокалывающего приспособления могут быть использованы заземлитель, погруженный в почву на глубину не менее 0,5 м, или броня кабеля. Присоединять заземляющий проводник к броне следует посредством хомутов; броня под хомутом должна быть зачищена. В тех случаях, когда броня подверглась коррозии, разрешается присоединение заземляющего проводника к металлической оболочке кабеля. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 105

Вскрывать соединительные муфты и разрезать кабель в тех случаях, когда предварительный прокол не делается, следует заземленным инструментом, надев диэлектрические перчатки, используя средства защиты от термических рисков электрической дуги и механических воздействий, стоя на изолирующем основании. После предварительного прокола те же операции на кабеле разрешается выполнять без перечисленных дополнительных мер безопасности. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 106

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Результатом представленной работы являются научно-технические решения по разработке имитационного комплекса изолированной системы электроснабжения с источниками распределенной генерации, в том числе на основе ВИЭ. Комплекс включает в себя модели ВЭУ, ДЭС, ГПУ и АКБ. Полученные благодаря моделям графики изменения энергетических параметров при различных значениях входных данных соответствуют теоретическим зависимостям, что указывает на корректность их работы и дает возможность использования имитационного комплекса для исследования режимов работы изолированной системы электроснабжения. Результаты проведенного анализа возможных режимов работы рассматриваемой изолированной системы электроснабжения и сформулированные условия рациональности межсегментных перетоков электроэнергии в дальнейшем могут быть использованы при разработке алгоритмов системы управления. Программно-аппаратный комплекс, разработанный по предложенной концепции, в дальнейшем может предоставить возможности: – проводить исследования систем, функционирующих на принципах «интернет энергии», «виртуальная электростанция», «микрогрид» и др; – апробировать алгоритмы системы управления, обеспечивающей эффективность использования каждой энергоустановки и всей системы в целом за счет взаимного энергообмена; – проводить анализ и оценку технических и экономических показателей функционирования системы при использовании принципов «интернет энергии», «виртуальная электростанция», «микрогрид» и др. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 107

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Автономное энергоснабжение [Электронный ресурс]: Елистратов В.В. «О возобновляемых источниках энергии, дизельном топливе и технологиях автономного энергоснабжения» / проект Postnauka.ru – Режим доступа: https://postnauka.ru/video/62744 2. Автономное энергоснабжение энергокомплексами на базе возобновляемых источников энергии [Электронный ресурс]: Журнал СОК, выпуск №3 / Энергосбережение, энергоэффективность, энергоаудит – Режим доступа: https://www.c-o- k.ru/articles/avtonomnoe-energosnabzhenie-energokompleksami-na-baze-vozobnovlyaemyhistochnikov-energii 3. Архив погоды / Расписание погоды [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://rp5.ru/Архив_погоды_в_Пялице 4. Архипова О.В., Бессонов В.О., Ремизов П.Н. / Математическое моделирование электротехнических комплексов децентрализованного электроснабжения // Вестник Югорского государственного университета. – 2014 – 3(34) – с. 4-7. 5. Байков А.И., Дарьенков А.Б., Соснина Е.Н. / Имитационное моделирование ветро- дизельной электростанции. // Электротехника – 2018 - №3 – с. 26-33. 6. Балагуров В. А. Электрические машины с постоянными магнитами. / В.А. Балагуров, Ф.Ф.Галтеев; - М.: Энергоатомиздат, 1988 – 220 с. 7. Биогазовые технологии как инновационный аспект альтернативной энергетики России: основные понятия и перспективы использования / В. Н. Бурмистров [и др.] // Электрика. – 2012. – № 5. – С. 40-47. 8. Блюм П. LabVIEW: стиль программирования. – М.: ДМК Пресс, 2012 – 400 с. 9. Брежнев Е.В. Исследование и разработка информационных технологий для интеллектуальных энергетических инфраструктур. Практикум / под ред. Харченко В.С. – Министерство образования и науки Украины, Национальный аэрокосмический университет им. Н.Е. Жуковского «ХАИ», 2016. – 130 с. 10. Быстрицкий, Г. Ф. Общая энергетика : учебное пособие / Г. Ф. Быстрицкий. – 2-е изд., испр. и доп. – Москва : КНОРУС, 2010. – 293 с. 11. Возмилов А. Г., Гумерова Э. А., Андреев А. А., Калмаков В. А. / Использование математического моделирования для изучения влияния различных факторов на характеристики аккумулятора // АПК России. – 2015 – Том 74. – с. 36-41. 12. Вольдек А.И., Попов В.В. Электрические машины. Машины переменного тока: учебник для вузов. – СПб.: Питер, 2010. – 350 с. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 108

13. Гончаренко Р.Б., Гончаренко М.Р., Рудомазина И.А. / Перспективы повышения эффективности электромашинных систем преобразования энергии возобновляемых источников // Известия Академии наук. Энергетика. – 1998 – №2. – с. 36-45. 14. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Москва: Стандартинформ, 2014. – 16 с. 15. Груздев А.И. / Опыт создания батарей на базе литий-ионных аккумуляторов большой мощности // Электрохимическая энергетика. – 2011 – №3 – с. 128-135. 16. Давидов О.А. / Основные эксплуатационные парамтры и классификация режимов работы электрохимических аккумуляторов // Авиационно-космическая техника и технология. – 2011 - №7(84). – с. 120-125. 17. Дарьенков А.Б., Соснина Е.Н., Серебряков А.В., Шалухо А.В. Возобновляемая энергетика. Учебное пособие / Нижний Новгород. 2017 – 214 с. 18. Дж. Трэвис, Дж. Кринг. Labview для всех – 4-е издание. – М.:ДМК Пресс, 201. – 904 с. 19. Забудский Е.И. Электрические машины. Ч.3. Синхронные машины. Учебное пособие для вузов. – М.: МГАУ, 2008. – 195 с. 20. Калашников В. И. Автономные микрогрид-системы с возобновляемыми источниками энергии, как элемент концепции Smart Grid. Перспективы развития / В. И. Калашников, С. Н. Ткаченко, П. А. Хижняк // Вестник Нац. техн. ун-та "ХПИ". – 2015. – № 12 (1121). – c. 374-378. 21. Карамов Д.Н. / Математическое моделирование автономной системы электроснабжения, использующей возобновляемые источники энергии. // Вестник ИрГТУ. Энергетика. – 2015 – 9(104) – с. 133-140. 22. Кирпичникова, И.М. Ветроэнергетические установки. Расчет параметров компонентов: учебное пособие / И.М. Кирпичникова, Е.В. Соломин. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2013. – 71 с. 23. Кирпичникова, А.С. Мартьянов, Е.В. Соломин // Альтернативная энергетика и экология. – 2010 – № 1 – с. 93–97. 24. Климентьев К.Е. Основы графического программирования в среде LabVIEW / Учеб. Пособие. Самар. гос. аэрокосм. ун-т. Самара, 2003. – 69 с. 25. Концепция интеллектуальной электроэнергетической системы России с активно- адаптивной сетью / Под ред. В.В. Бушуева. – ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС», 2012. – 219 с. 26. Кривцов В.С., Олейников А.М., Яковлев А.И.. Ветроэлектрогенераторы: Учебник. – Х.: Нац. аэрокосм. ун-т "Харьк. авиац. ин-т", 2003 – 400 с. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 109

27. Лаврус В.С. / Батарейки и аккумуляторы // Серия "Информационное Издание". – 2008 – с. 31. 28. Легошин Д.В. / Экспериментальное определение характеристик синхронного генератора с возбуждением от постоянных магнитов // Cборник научных трудов «Открытые информационные и компьютерные интегрированные технологии» – 2010 – №45. – с. 298-303. 29. Литий-ионные (Li-ion) аккумуляторы [Электронный ресурс]: Аккумуляторы литий- ионные / Аккумуляторы, батарейки и другие источники питания – Режим доступа: http://www.powerinfo.ru/accumulator-liion.php. 30. Логинов Е.Л., Логинов А.Е. / Интеллектуальная электроэнергетика: новый формат интегрированного управления в Единой энергетической системе России // Стратегия развития экономики . – 2012 – 29(170). – с. 28-32. 31. Логинов Е.Л., Барикаев Е.Н. / Модернизация ЕЭС России: переход к интеллектуальной програмнно-аппаратной платформе синхронизированного управления распределенными энергетическими объектами // Вестник Московского университета МВД России. – 2013 – 3. – с. 171-174. 32. Лукутин Б.В. Исследование автономной системы электроснабжения на базе ветрогенератора AIR-X / Лукутин Б.В., Муравлев И.О., Обухов С.Г., Шутов Е.А., Муравлев А.И. // Методические указания к выполнению лабораторных работ. – 2009 – 16 с. 33. Лукутин Б. В. Энергоэффективные управляемые генераторы для ветроэлектростанций / Б. В. Лукутин, Е. Б. Шандарова, А. И. Муравлев // Известиявузов. Сер. Электромеханика. – 2008. – № 6. – С. 63–66. 34. Магда Ю.С. LabVIEW: практический курс для инженеров и разработчиков. – М.: ДМК Пресс, 2012 – 208 с. 35. Медведев Ю.М., Борзов В.И., Пшихопов В.Х. / Автономные управляемые ветроэнергетические установки // Известия ТРТУ. Сенсорные системы, датчики и задачи навигации. – 2010 – с. 202-207. 36. Мелешкин Г.А. Электромагнитные переходные процессы в электроэнергетических системах / Мелешкин Г.А., Меркурьев Г.В.; – СПБ.: НОУ «Центр подготовки кадров энергетики», 2005. – 372 с. 37. Мустафаев Р.И., Гасанова Л.Г. / Моментно–мощностные характеристики современных ветроэлектрических установок. // Электротехника. – 2009 – № 7. 7 – с. 1624. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 110

38. Назаренко, Л. В. Биотопливо: новые источники сырья / Л. В. Назаренко // Вестник Московского городского педагогического университета. Серия: Естественные науки. – 2013. – № 1. – С. 19-30. 39. Никитин А.Д., Акифьева Н.Н. / Моделирование переходных процессов при работе автономной ветроустановки с резервным источником энергии // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика». – 2016 – №1 – с. 36-41. 40. Об основных направлениях государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года : распоряжение Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 г. № 1-р (ред. от 28 мая 2013 г.) // Собрание законодательства Российской Федерации. – 2009. – № 4. – Ст. 515. 41. Обзор состояния и загрязнения окружающей среды в Российской Федерации за 2017 год [Электронный ресурс]: Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды (РОСГИДРОМЕТ) – Электронные данные – 2018 г. – 206 с. – Режим доступа: http://www.meteorf.ru/upload/iblock/6f7/Obzor_2017_Chernogaeva_021018%20%D0%B4%D0 %BB%D1%8F%20%D1%80%D0%B0%D0%B7%D0%BC%D0%B5%D1%89%D0%B5%D0 %BD%D0%B8%D1%8F%20%D0%BD%D0%B0%20%D1%81%D0%B0%D0%B9%D1%82% D0%B5.pdf. 42. Олейник, Д. Ю. Вопросы современной альтернативной энергетики / Д. Ю. Олейник, К. В. Кайдакова, А. П. Преображенский // Вестник Воронежского института высоких технологий. – 2012. – № 9. – С. 46-48. 43. Олейников А.М., Канов Л.Н., Матвеев Ю.В., Зарицкая Е.И. / Математическая модель автономной безредукторной ветроэнергетической установки на генераторе с постоянными магнитами // «Электротехника и электроэнергетика». – 2010 – №2. – с. 6267. 44. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2018 году [Электронный ресурс]: Ежегодный отчет СО ЕЭС / Системный оператор Единой энергетической системы – Электронные данные – 2019 г. – 37 с. – Режим доступа: http://soups.ru/fileadmin/files/company/reports/disclosure/2019/ups_rep2018.pdf. 45. Пивняк Г.Г., Бешта А.С. / Оптимизация энергетического баланса ветрогенератора // Теоретические вопросы автоматизированного элеткропривода. – 2015 – с. 52-54. 46. План мероприятий («дорожная карта») «Энерджинет» Национальной технологической инициативы [Электронный ресурс]: Национальная технологическая Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 111

инициатива / «Энерджинет» – Электронные данные – 2016 – 141 с. – Режим доступа: http://www.nti2035.ru/markets/docs/DK_energynet.pdf 47. Потенциал возобновляемых источников энергии в России [Электронный ресурс]: Государственная информационная система в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности / Министерство энергетики Российской Федерации. – Электронные текстовые данные – Режим доступа: https://gisee.ru/articles/alt_tendency/911/ 48. Пронин Н.В., Мартьянов А.С. / Модель ветрогенератора ВЭУ-3 в пакете Matlab // Вестник ЮУрГУ. Серия «Энергетика» –2012 – №37 – с. 143-145. 49. Пушкарев А.Э., Морозов Д.А. / Функционально-структурная модель ветроэнергетических установок // Вестник ИжГТУ – 2008 – №1. – с. 34-38. 50. Решение кубических уравнений по формуле Кардано [Электронный ресурс]: Решение кубических уравнений / проект «Доступная математика» – Режим доступа: http://www.cleverstudents.ru/equations/cubic_equations.html#Cardano_formula 51. Роза, да Альдо Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы : учебное пособие / А. да Роза ; пер. с англ. под ред. С. П. Малышенко и О. С. Попеля. – Долгопрудный : Интеллект, 2010. – 702 с. 52. Руководство по эксплуатации аккумуляторов литий-ионных LT-LYP200AH, LT- LYP240AH, LT-LYP300AH, LT-LYP380AH, LT-LYP700AH и LT-LYP770AH номинальной ёмкостью 200 А*ч, 240 А*ч, 300 А*ч, 380 А*ч, 700 А*ч и 770 А*ч: LT.64366939.3482.0012013 РЭ / ООО «Лиотех» - 2013 г. – 20 с. 53. Румянцев А.А, Рыкованов А.С. Способы заряда Li-ion аккумуляторов и батарей на их основе [Электронный ресурс]: Журнал «Компоненты и технологии», выпуск №11 – 2012 г. – Режим доступа: https://www.kit-e.ru/articles/powersource/2012_11_119.php 54. Сайт компании Weswen [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://weswen.ru/ 55. Сайт компании Leroy Somer [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://acim.nidec.com 56. Сайт компании ЛИОТЕХ [Электронный ресурс] – Режим доступа: ресурс] – Режим доступа: http://www.liotech.ru/ 57. Сайт компании Siemens [Электронный https://new.siemens.com/global/en.html 58. Сайт компании ABB [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://new.abb.com/ 59. Сайт компании Schneider Electric [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.se.com/eg/en/ 60. Сайт компании PSI [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.psienergy.de/en/home/ Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 112

61. Сайт компании Enbala [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.enbala.com/ 62. Сайт компании General Electric [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.gegridsolutions.com/index.htm 63. Сайт компании EnerNOC [Электронный ресурс] – Режим доступа: Режим доступа: https://www.enelx.com/n-a/en 64. Сайт компании AGL Energy [Электронный ресурс] – https://www.agl.com.au 65. Сайт компании AutoGrid [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.auto- grid.com 66. Сайт компании BOSCH [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://www.bosch- si.com 67. Сайт компании National Instruments [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.ni.com 68. Сайт компании Амперка [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://amperka.ru/ 69. Сеть электроснабжения острова Русский как экспериментальная площадка для отработки технологий Virtual Power Plant, MicroGrid, и MultiAgent [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://gridology.ru/projects/82 70. Скундин А.М., Ефимов О.Н., Ярмоленко О.В. / Современное состояние и перспективы развития литиевых аккумуляторов. // Успехи химии. – 2002 - №71 (3) – 22 с. 71. Соснина Е.Н., Шалухо А.В., Кечкин А.Ю., Ворошилов А.А. / Исследование параметров режимов работы Виртуальной электростанции с источниками распределенной генерации. // Труды научного конгресса 20-го Международного научно-промышленного форума. – 2018 – с. 22-25. 72. Соснина Е.Н., Шалухо А.В. / Вопросы эффективного использования возобновляемых источников энергии в локальной системе электроснабжения // Вестник Самарского государственного технического университета. Электротехника. – 2012 – 3(35) – c. 214-218. 73. Соснина Е.Н., Шалухо А.В., Липужин И.А., Кечкин А.Ю., Ворошилов А.А. / Повышение эффективности децентрализованных систем электроснабжения // Труды НГТУ им. Р.Е. Алексеева – 2018 - №3 (122) – с. 81-91. 74. Соснина Е.Н., электротехнического распределенной Шалухо комплекса генерации // А.В., Кечкин Виртуальной Сборник трудов А.Ю. / Оптимизация электростанции XLVII с структуры источниками Международной научно- практической конференции с элементами научной школы. – 2017. – с. 312-320. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 113

75. Соснина Е.Н., Шалухо А.В., Липужин И.А., Александрова Т.А. / Технико- экономический анализ применения ветро-дизельных электростанций для электроснабжения энергоудаленных поселений // Труды НГТУ им. Р.Е. Алексеева – 2016 – 1(112) – с. 65-72. 76. Стратегия развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечение национальной безопасности на период до 2020 года: Утверждена Постановление Правительства РФ от 21.04.2014 № 366 (ред. от 31.08.2017) – 21 с. – Режим доступа: http://static.government.ru/media/files/2RpSA3sctElhAGn4RN9dHrtzk0A3wZm8.pdf 77. Суранов А.Я. LabVIEW 8.20: Справочник по функциям. – М.: ДМК Пресс, 2007 – 536 с. 78. Суржикова О.А. / Проблемы и основные направления развития электроснабжения удаленных и малонаселенных потребителей России // Вестник науки Сибири. – 2012 – №3(4). - с. 103-108. 79. Суслов К.В. / Развитие электроснабжения изолированных территорий России с использованием возобновляемых источников энергии // Вестник ИрГТУ – 2017. - №5 – с. 131-142. 80. Фортов В.Е., Попель О.С. Энергетика в современном мире. – Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2011. – 168 с. 81. Цены на бензин, ДТ, газ в Мурманской области / Цены на бензин и карта АЗС России [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www.benzin- price.ru/price.php?region_id=51 82. Штерн В.И., Самойлов А.А. Дизель-генераторы переменного тока напряжением до 400 В. – М.: Энергия, 1972. – 104 с. 83. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года: Утверждена распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р – Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/1026/ 84. Энергоснабжение изолированных территорий [Электронный ресурс]: Энергетический бюллетень №51 / Аналитический центр при Правительстве Российской Федерации. – Электронные данные – 2017 г. – 28 с. – Режим доступа: http://ac.gov.ru/files/publication/a/14142.pdf 85. Яковлев А.И., Затучная М.А., Меркушев В.Н., Пашков В.Н. Расчет и проектирование ветроэлектрических установок с горизонтальноосевой ветротурбиной и синхронным генератором на постоянных магнитах. – Харьков: Нац. аэрокосм. ун-т «Харьк. авиац. ин-т», 2003. – 125 с. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 114

86. Abu Mohammad Osman Haruni / Stand-Along Hybrid Power System with Energy Storage // A thesis submitted for the fulfilment of the degree of Doctor of Philosophy – 2013 – 198 с. 87. Alternative investments [Электронный ресурс]: James Chen «Internet of Energy – IoE» / проект Investopedia.com – Режим доступа: https://www.investopedia.com/terms/i/internetenergy-ioe.asp 88. Concept and Controllability of Virtual Power Plant / Kassel, Univ. 2007. 89. Eko Adhi Setiawan Concept and Controllability of Virtual Power Plant / Unidruckerei, University of Kassel - Germany, 2007. – pp. 149 90. Hedayat Saboori, M. Mohammadi, R. Taghe / Virtual Power Plant (VPP), Definition, Concept, Components and Types – 2011 – Режим доступа: https://www.researchgate.net/publication/251997740_Virtual_Power_Plant_VPP_Definition_Co ncept_Components_and_Types 91. Internet of Things Global Standards Initiative [Электронный ресурс]: Global standards initiatives / Committed to connecting the world. – Режим доступа: https://www.itu.int/en/ITUT/gsi/iot/Pages/default.aspx 92. Kanellos F. D., Tsouchnikas A. I., Hatziargyriou N. D. / Micro-Grid Simulation during Grid-Connected and Islanded Modes of Operation // International Conference on Power Systems Transients – 2005 – pp. 6. 93. Katiraei F., Iravani M.R., Lehn P.W. / Micro-grid autonomous operation during and subsequent to islanding process // IEEE Transactions on Power Delivery – 2005 – pp. 248 - 257 94. Lasseter R.H., Paigi P. / Microgrid: a conceptual solution // IEEE 35th Annual Power Electronics Specialists Conference - 2004. 95. Lu Tan, Neng Wang / Future internet: The Internet of Things // 3rd International Conference on Advanced Computer Theory and Engineering(ICACTE) – 2010 – 5 pp. 96. Mahmoud M. Othman, Y. G. Hegazy, Almoataz Y. Abdelaziz / A Review of Virtual power plant Definitions, Components, Framework and Optimization // International Electrical Engineering Journal (IEEJ) Vol. 6 – 2015 – No. 9 – pp. 2010-2024 97. Nerea Ruiz, Iñigo Cobelo, and José Oyarzabal / A Direct Load Control Model for Virtual Power Plant Management // IEEE TRANSACTIONS ON POWER SYSTEMS – №2 – 2009 – pp. 959-966. 98. Nicola Bui, Angelo P. Castellani, Paolo Casari, Michele Zorzi / The internet of energy: a web-enabled smart grid system // IEEE Network – 2012 – pp. 39-45. 99. Ovidiu Vermesan, Lars-Cyril Blystad, Roberto Zafalon, Alessandro Moscatelli, Kai Kriegel, Randolf Mock, Reiner John, Marco Ottella, Pietro Perlo / Internet of Energy – Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 115

Connecting Energy Anywhere Anytime // Advanced Microsystems for Automotive Applications – 2011 – pp. 33-48. 100. Papathanassiou S. A., M. P. Papadopoulos M. P. / Dynamic behavior of variable speed wind turbines under stochastic wind // IEEE Trans. Energy Conversion – 1999 – pp. 1617-1623. 101. Roberto Caldon, Andrea Rossi Patria and Roberto Turri / Optimisation Algorithm for a Virtual Power Plant operation // 39th International Universities Power Engineering Conference/ 2004. 102. Saboori H., Mohammadi M., Taghe R. / Virtual Power Plant (VPP), Definition, Concept, Components and Types // Asia-Pacific Power and Energy Engineering Conference – 2011. 103. Securing the Internet of Things [Электронный ресурс]: Security Tip (ST17-001) / Official website of the Department of Homeland Security. – Режим доступа: https://www.uscert.gov/ncas/tips/ST17-001 104. The «smart grid», virtual power plants and the energy revolution [Электронный ресурс]: News & Events / U.S. Embassy & Consulates in South Africa. – Режим доступа: https://za.usembassy.gov/smart-grid-virtual-power-plants-energy-revolution/ 105. Tsoukalas L.H., R. Gao / From smart grids to an energy internet: Assumptions, architectures and requirements // Third International Conference on Electric Utility Deregulation and Restructuring and Power Technologies – 2008 – 9 pp. Изм Лист № документа Подпись . Дата ВКР-НГТУ-М16-ЭСз-7-19 Лист 116

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв

0.5

Бурдюкова Татьяна

В чем преимущества данной системы для России? Писала на схожую тему дипломную работу

0.5

Щенникова Кристина Валерьевна

Учитывались ли при моделировании переходные режимы? Делали ли программно-аппаратную реализацию модели?