CC BY
311ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ
УДК 621.311:620.92 DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-2-69-85
Оптимальные решения системы автоматического управления энергокомплексов средней мощности на основе возобновляемых источников энергии
В.В. Елистратов
Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (Национальный исследовательский университет) (СПбПУ), 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29
Аннотация
Введение: основной проблемой энергоснабжения потребителей в изолированных энергосистемах являются большие логистические расходы (транспортировка на дальние расстояния, высокие цены на топливо) и высокая стоимость электроэнергии, производимой дизельными электростанциями (ДЭС). В статье раскрывается потенциал использования гибридных систем энергоснабжения на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) для экономии дорогого топлива. Приводится анализ систем автоматического управления, обеспечивающих повышение эффективности подконтрольных им элементов энергокомплекса.
Методы: дана классификация ветродизельных электростанций (ВДЭС), сопровождающаяся описанием особенностей работы оборудования в зависимости от уровня использования ветровой энергии. Сформированы требования к техническим решениям ветроэнергетических установок (ВЭУ). Приведены принципы создания интеллектуальной системы автоматического управления (ИСАУ) автономными энергокомплексами, на основе которой был разработан и создан программно-аппаратный модуль интеллектуальной системы преобразования, управления и распределения энергии (ПАМ ИСПУРЭ). В виде схем представлены электрическая часть ПАМ ИСПУРЭ, а также процесс функционирования автономного энергокоплекса на основе ВИЭ под управлением ИСПУРЭ. Рассмотрены ведущие и ведомые источники мощности автономного энергокомплекса с описанием принципов их функционирования в составе ПАМ.
Результаты и обсуждения: представлена методология интеллектуального управления автономными энергокомплексами, реализована в проекте создания ВДЭС для электроснабжения п. Амдерма. Приведены результаты внедрения ВДЭС в структуру энергокомплекса, функционирующего в условиях вечной мерзлоты в Арктике.
Заключение: в настоящее время в России создан ряд предпосылок для развития технологий энергоснабжения с использованием гибридных комплексов на основе ВИЭ. Реализация такого рода автономных энергокомплексов под управлением разработанного ПАМ ИСПУРЭ позволяет оптимизировать режимы производства и потребления электроэнергии и значительно экономить топливо на ДЭС.
Ключевые слова: гибридный энергокомплекс, ветровая энергия, интеллектуальное управление, ветродизель-ная электростанция, высокая степень замещения топлива, программно-аппаратный комплекс, micшgrid, Арктика, возобновляемые источники энергии, системы автоматического управления, экономичность, динамическое регулирование, автономное энергоснабжение, ветроэнергетическая установка
Для цитирования: Елистратов В.В. Оптимальные решения системы автоматического управления энергокомплексов средней мощности на основе возобновляемых источников энергии // Силовое и энергетическое оборудование. Автономные системы. 2019. Т. 2. Вып. 2. С. 69-85. DOI: 10.32464/2618-8716-2019-2-2-69-85
Адрес для переписки: Елистратов Виктор Васильевич СПбПУ, 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29, [email protected]
Address for correspondence: Viktor Vasilievich Elistratov SPbPu, 29 Polytechnicheskaya st., St. Petersburg, 195251, Russian Federation [email protected]
© ООО «АМП КОМПЛЕКТ», 2019. Статья распространяется в открытом доступе 69
на условиях лицензии Creative Commons 4.0 CC BY-NC (https://creativecommons.Org/licenses/by-nc/4.0/)
введение
Производство электроэнергии в изолированных энергосистемах северных регионов, составляющих более 60 % территории Российской Федерации, в основном осуществляется дизельными электростанциями (ДЭС), количество которых, по оценке Российского энергетического агентства, достигает примерно 900 объектов, с выработкой около 3 млрд кВт-ч в год. Главными проблемами энергоснабжения изолированных потребителей являются большие логистические расходы, связанные с транспортировкой дизельного топлива для ДЭС на дальние расстояния, низкой плотностью транспортной инфраструктуры и высокой стоимостью самого топлива. Рост цен на дизельное топливо провоцирует повышение стоимости электроэнергии, генерируемой ДЭС, которая в северных регионах может варьироваться от 15 до 150 руб./кВт-ч.
Эффективность использования ресурсов возобновляемой энергии при создании систем энергоснабжения, объединяющих установки на органическом топливе и возобновляемой энергии, определяется долей энергии от возобновляемых источников энергии (ВИЭ), которая замещает производство энергии в результате сжигания органического топлива и экономит дорогое топливо. В работе проводится анализ систем управления на примере управления гибридным энергокомплексом на базе ВИЭ модульного типа и создания на их основе ветродизельных электростанций (ВДЭС), учитывая наличие высокого потенциала ветровой энергии, особенно в арктических регионах [1].
методы
В международной практике ВДЭС по составу оборудования и требованиям к их работе подразделяют на три группы в зависимости от уровня замещения органического топлива (табл. 1):
• системы низкого уровня замещения;
• системы среднего уровня замещения;
• системы высокого уровня замещения.
Табл. 1. Уровни использования ветровой энергии в составе ВДЭС
Уровень замещения Особенности работы оборудования Доля замещения ВЭС, %
по мощности по выработке
Низкий ДЭС работает постоянно. Работа ветровой электростанции (ВЭС) снижает нагрузку на ДЭС. ВЭС участвует в покрытии основной нагрузки. Система автоматического управления ВДЭС не требуется Менее 50 Менее 20
Средний ДЭС работает постоянно. При высоком уровне выработки ВЭС подключаются вторичные нагрузки. Требуется относительно простая система автоматического управления ВДЭС 50.100 20.50
Высокий ДЭС отключается. Необходимы дополнительные решения для поддержания частоты и напряжения. Требуется ИСАУ ВДЭС 100.400 50.150
Учитывая наличие высокого ветропотенциала арктических территорий, оптимизация и модернизация существующих систем энергоснабжения и строительство новых может эффективно проводиться на основе гибридных энергокомплексов на базе ВИЭ модульного типа, например с мощностью модуля дизель-генераторной установки (ДГУ) примерно 250 кВт и ветроэнергетической установки (ВЭУ), адаптированной к российским климатическим условиям, 50.. .100 кВт.
Технические решения ВЭУ должны учитывать сложные условия доставки, короткий навигационный период, быстрый монтаж и строительство без использования тяжелой подъемно-транспортной техники в условиях отсутствия дорог, обслуживание без привлечения высококвалифицированных специалистов, иметь высокую степень автоматизации (включая адаптивные алгоритмы) и систему удаленного контроля и диагностики, максимально экономить дальнепривозное дорогое дизельное топливо, поэтому они должны обладать системами автоматического управления для обеспечения высокого уровня замещения дизельного топлива.
Для арктических ВДЭС разработана и применена модель интеллектуальной системы автоматического управления (ИСАУ), которая обеспечивает возможность максимизации выработки энергии от ВИЭ за счет динамического перераспределения мощности между элементами энергокомплекса и, как следствие, минимизации расхода топлива (с возможностью полного отключения топливных источников электроэнергии в период достижения ВИЭ достаточной мощности).
Принципы создания ИСАУ:
1) максимизация производства энергии ВЭС в реальном времени и экономия топлива для ДЭС при покрытии требуемой нагрузки;
2) выполнение дистанционного мониторинга параметров и режимов работы ВДЭС;
3) интеллектуальная диспетчеризация работы оборудования и систем энергокомплекса, обеспечивающая максимальную степень автономности работы;
4) мониторинг состояния оборудования, анализ статистики режимов работы ВДЭС и прогнозирование ветрового режима;
5) планирование графика работы оборудования, технического обслуживания, оценка рисков и предупреждение аварийных ситуаций;
6) дублирование главного контроллера ВДЭС и контрольно-измерительной системы, в аварийной ситуации должна быть предусмотрена возможность ручного управления
7) адаптируемость и круглосуточная поставка энергии, в том числе при выходе из строя части генерирующего оборудования (ДГУ или ВЭУ) [2, 3].
На основе этих принципов в научно-образовательном центре «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе» Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого (НОЦ ВИЭ СПбПУ) разработан и создан программно-аппаратный модуль интеллектуальной системы преобразования, управления и распределения энергии (ПАМ ИСПУРЭ) для управления ВДЭС [4], позволяющий оптимизировать процессы производства и потребления электроэнергии и создавать microgrid (интеллектуальные электрические микросети) изолированного поселения [5, 6].
Концептуально ПАМ ИСПУРЭ может применяться для управления автономными энергокомплексами на базе ВЭУ, ДГУ и солнечных фотоэлектрических установок (СФЭУ), такими как ВДЭС, СФЭУ-ВЭУ-ДЭС, СФЭУ-ДЭС, имеющими в своем составе ДГУ. ПАМ ИСПУРЭ обеспечивает возможность максимизации выработки энергии от ВИЭ за счет динамического перераспределения мощности между элементами энергокомплекса и, как следствие, минимизирует расход топлива (с возможностью полного отключения топливных источников электроэнергии в период достаточной мощности ВИЭ).
Функциональная схема электрической части ПАМ ИСПУРЭ представлена на рис. 1 [7].
Общая структурная схема перераспределения мощности в автономном энергокомплексе на основе ВИЭ с объединением по переменному току приведена на рис. 2 [8].
ПАМ ИСПУРЭ аппаратно состоит из двух силовых устройств динамического регулирования баланса мощностей ДНПТ и УБН, контроллеров ДНПТ и УБН, осуществляющих автоматическое управление устройствами энергокомплекса, и главного контроллера ПАМ ИСПУРЭ, выполняющего управление высокого уровня.
Источники мощности автономного энергокомплекса разделяются в ПАМ на две категории:
1) ведущие источники энергокомплекса, задающие частоту и напряжение автономной электросети:
• ДГУ (как основной источник, задающий напряжение сети);
• ДНПТ с подключенными АКБ (в режиме работы автономного инвертора);
2) ведомые источники, которые подстраиваются под напряжение сети и генерируют мощность в сеть:
• ВЭУ;
• СФЭУ.
Дизель-генераторная установка (установки) (И3) является основным ведущим источником мощности автономного энергокомплекса и гарантированным источником выдачи мощности в длительном режиме (при наличии соответствующего запаса топлива). Дизель-генераторная установка в системе динамического регулирования не рассматривается как объект активного управления, так как обладает собственной замкнутой системой динамического регулирования с целью поддержания заданного напряжения и частоты генератора. Контроллеры ПАМ ИСПУРЭ производят автоматический запуск/остановку ДГУ путем удаленного управления по протоколу Modbus, Modbus TCP или дискретными релейными сигналами.
N
— высокоскоростной выделенный интерфейс связи
— линия связи через интерфейс Ethernet (Modbus TCP) i или RS-4S5 (Modbus)
\У\ — измерительный преобразователь сигналов
Рис. 1. Функциональная схема электрической части ПАМ ИСПУРЭ: К1 — контроллер УБН; КЗ — общий контроллер модуля; К2 — контроллер ДНПТ; 1.1 — контроль тока ступени; 1.2 — цепи контроля и управления внутренней силовой схемы УБ; 1.4 и 2.1 — контроль и измерение выходных электрических параметров; 2.2 — цепи контроля и управления внутренней силовой схемы ДНПТ; 2.3 — контроль и измерение электрических параметров на стороне АКБ; ДНПТ — двунаправленный преобразователь тока; АКБ — аккумуляторная батарея; УБН — управляемая балластная нагрузка
В случае, если сумма мощностей от источников И1 и И2, усредненная за период Т, превышает общую потребляемую мощность, при достижении максимума использования энергии ВИЭ (как следствие, максимальной экономии дизельного топлива), благодаря работе ПАМ ИСПУРЭ существует возможность отключения всех ДГУ энергокомплекса. В этом случае ведущим источником становится ДНПТ, который переходит в режим автономного инвертора и формирует напряжение сети.
Общая потребляемая мощность определяется как
Роп (Т) = Рпн (Т) + Рвн (Т) + Рсн (Т) + РБН_„ (Т), (1)
где Роп(Т) — общая потребляемая мощность, усредненная за период Т; Рпн(Т) — мощность, потребляемая приоритетными нагрузками, усредненная за период Т; Рвн(Т) — мощность, потребляемая вторичными нагрузками, усредненная за период Т; Рсн(Т) — мощность потребления системы собственных нужд энергокомплекса, усредненная за период Т; РУБН макс_рег(Т — максимальная мощность, которая может быть установлена системой управления ВДЭС за период Т для УБН.
Рис. 2. Общая структурная схема функционирования автономного энергокомплекса на основе ВИЭ под управлением ИСПУРЭ: <->- — высокоскоростной интерфейс связи; •<- — ->• — управляющие связи с удаленными устройствами; ВЭУ — ветроэнергетическая установка; ФЭМ — фотоэлектрический модуль; ДГУ — дизель-генераторная установка; ДНПТ — двунаправленный преобразователь тока; АКБ — аккумуляторная батарея; УБН — управляемая балластная нагрузка; У1 — участок цепи переменного тока с нестабилизированными частотой и напряжением; У2 — участок цепи постоянного тока с нестабилизированным напряжением с ограничением напряжения по верхней границе; У3 — участок цепи постоянного тока с нестабилизированным напряжением; У4 — участок цепи постоянного тока со стабилизацией напряжения в пределах параметров АКБ; У5 — участок цепи переменного тока со стабилизированными напряжением и частотой (У5 является автономной сетью)
Система управления в ПАМ отключает ДГУ и переходит на ДНПТ как на ведущий источник согласно условию:
Р (Т) > Р (Т) + Р (2)
ВИЗ"' оп^ ' КБ' ^ '
где РВИЭ(Т) — суммарная электрическая мощность, генерируемая в автономную сеть от всех источников мощности на базе ВИЭ (сумма мощностей И1 и И2), усредненная за период Т; РКБ — коридор безопасности по мощности, постоянная величина, устанавливаемая персоналом или вычисляемая алгоритмами прогноза ПАМ ИСПУРЭ (в зависимости от настроек ПАМ) [14].
В данном режиме предполагается работа ДНПТ с внешней АКБ в режиме циклического заряда/разряда АКБ с заданной глубиной циклического разряда Д^Ц АКБ (кВт ч). Для понимания принципа функционирования ДНПТ в составе ПАМ важно знать, что ДНПТ как ведущий источник энергии создает напряжение (с заданной амплитудой и частотой) автономной сети (при отключенном ДГУ) также и в период заряда АКБ (при отборе мощности из сети).
Таким образом, ДНПТ с АКБ создает напряжение автономной сети непрерывно во всех перечисленных режимах: во время заряда АКБ, при переходе АКБ из режима заряда в режим разряда, во время разряда АКБ и при переходе АКБ из режима разряда в режим заряда. Данный подход обеспечивает возможность использования АКБ с автономией 5...10 мин при мощности заряда/разряда 10 % от максимальной потребляемой мощности в энергокомплексе. Другими словами, для функционирования энергокомплекса достаточно применение АКБ емкостью, сравнимой с номиналом АКБ аварийного электроснабжения на ДЭС, но при этом следует использовать АКБ с повышенным числом циклов заряда/разряда.
Данный режим может применяться также параллельно с работой ДГУ. В этом случае ДГУ работает в режиме ведомого источника и синхронизируется с ДНПТ.
Двунаправленный преобразователь тока
ДНПт является преобразователем тока, преобразующим переменный ток автономной сети в постоянный ток АКБ с протеканием энергии от сети к АКБ (режим заряда АКБ) в период потребления энергии, и постоянного тока АКБ в переменный ток сети с протеканием энергии от АКБ в сеть (режим разряда АКБ) в период производства энергии. Как показано выше, ДНПТ выступает в качестве ведущего источника при отключенных ДГУ и превышении производимой установками ВИЭ мощности потребления. Для ДНПТ использована современная схема на основе статического инвертора [9].
Ведомые источники энергии в схеме перераспределения мощности ПАМ
В составе типового комплекта сетевой установки ВЭУ представлена следующим оборудованием: ве-троколесо с синхронным генератором на постоянных магнитах; выпрямитель с контроллером управления турбиной (гондолой) в комплекте с регулируемым балластом; сетевой инвертор ВЭУ. Данный типовой комплект предлагается большинством производителей в виде ВЭУ мощностью от 30 до 200 кВт.
Сетевой инвертор ВЭУ с точки зрения функционирования является инвертором, ведомым сетью. Для данного инвертора обязательно наличие сетевого напряжения, т.е. серийные ВЭУ способны функционировать только при наличии сетевого напряжения (при пропадании сетевого напряжения ВЭУ отключаются в режиме защиты «потеря сети»). В рассматриваемом общем случае автономного энергокомплекса сеть задается напряжением ДГУ или напряжением ДНПТ.
В ПАМ предусмотрена возможность изменения следующих параметров управления ВЭУ:
• ограничение выходной мощности на заданном уровне;
• ограничение крутизны изменения мощности по времени (dP/dt) на заданном уровне.
Для ПАМ ИСПУРЭ объект управления является ведомым сетью источником выдачи мощности, мгновенная выходная мощность которого не прогнозируема и не регулируется. При этом выходная мощность ВЭУ может быть ограничена сверху заданным значением на определенный период времени, а крутизна изменения выходной мощности может быть ограничена по времени (dP/dt):
Рвэу(0 = Р{ ^В(0; ^ВЭУ^} - РВЭУ_о^ (3)
где Р — выходная электрическая мощность ВЭУ (мгновенное значение мощности на выходе инвертора ВЭУ); УВ($ — мгновенное значение скорости ветра; dPВЭy/dt — максимальная установленная крутизна изменения мощности ВЭУ во времени; Е{УВ(^; dP y/dt} — функция зависимости от скорости ветра с заданным параметром максимальной крутизны изменения мощности ВЭУ во времени; РВЭУ огр — устанавливаемый в ВЭУ параметр ограничения выходной мощности ВЭУ сверху (устанавливается в инверторе ВЭУ). Если данный параметр не используется, то мощность ВЭУ ограничена его максимальной физической мощностью, что учитывается внутри зависимости Е{УВ(^; dP ВЭy/dt}.
Количество ВЭУ в автономной энергосистеме в общем случае не ограничено, так как источник является ведомым сетью, поэтому в общем случае возможна установка любого количества параллельно работающих источников. Нужное количество источников ВЭУ может быть отключено при необходимости по сигналу ПАМ ИСПУРЭ.
СФЭУ с точки зрения выдачи мощности в автономную энергосистему аналогична ВЭУ. Конечным устройством СФЭУ является инвертор, ведомый сетью (как и у ВЭУ). Зачастую в инверторах СФЭУ функция ограничения выходной мощности сверху не предусмотрена.
Для ПАМ ИСПУРЭ объект управления СФЭУ определен как ведомый сетью источник выдачи мощности, мгновенная выходная мощность которого не прогнозируема и определяется по формуле
РВЭУ(0 = ПЕе«)} - Р (4)
где Е() — мощность (поток) солнечного излучения, падающего на модуль (Вт); РСФЭУ огр — устанавливаемый в СФЭУ (в инверторе СФЭУ) параметр ограничения выходной мощности сверху. Если данный параметр не используется, то мощность СФЭУ ограничена ее максимальной физической мощностью, что учитывается внутри зависимости Е{Е (^}.
Количество СФЭУ в общем случае не ограничено, поскольку источник является ведомым сетью, поэтому в общем случае возможна установка любого количества параллельно работающих источников [10].
Обобщающим условием динамического перераспределением мощности в автономном энергокомплексе является выполнение соотношения баланса мощностей: мощность потребляемой энергии в установившемся режиме должна быть равна мощности генерируемой энергии. Баланс мощностей обеспечивает стабилизацию частоты и напряжения автономной сети и задается формулой
РИ (0 = Р (0, (5)
И_сум у ' опу у '
где РИ сум(t) — мгновенное значение суммарной мощности всех источников энергии.
В ПАМ ИСПУРЭ, разработанном для динамического перераспределения мощности, объекты управления разделены на три группы:
1) активно регулируемое оборудование;
2) оборудование, подключаемое автоматически;
3) подключаемое оборудование с отсечкой по мощности.
результаты и обсуждения
Разработанная в НОЦ ВИЭ методология интеллектуального управления автономными ВДЭС внедрена в систему автоматического управления автономной ВДЭС в 2017 г. в ходе реализации проекта реконструкции ДЭС и создания ВДЭС для электроснабжения п. Амдерма (Ненецкий автономный округ) (рис. 3).
Рис. 3. Вид ВДЭС п. Амдерма
Это один из первых энергокомплексов, построенных в последнее время на вечной мерзлоте в Арктике. Численность населения поселка примерно 350 человек, расположение — побережье Карского моря; среднегодовая/максимальная скорость ветра — 8/42 м/с; минимальная температура--42 °С; обледенения;
интенсивная метель/пурга. Введенные энергообъекты: три ранжированных по мощности ДГУ, в сумме производящие 600 кВт, и четыре ВЭУ по 50 кВт высотой 26 м китайского производства, адаптированных в соответствии с отечественными техническими требованиями к местным природно-климатическим условиям. В проекте ВДЭС применена оригинальная модульная конструкция фундамента для вечной мерзлоты и система самоподъема без применения крана [11].
Внедрение ВЭС и создание ВДЭС позволило снизить:
• расход электроэнергии на собственные нужды с 510 до 160 тыс.-кВт ч (более чем в 3 раза);
• расход дизельного топлива с 719 до 416 тыс. л в год (на 40 %), что составило экономию 12,5 млн руб./г.;
• объемы выбросов СО2 на 600 т.
Доход за счет снижения экономически обоснованного тарифа составил 45 млн руб. в год. заключение
1. В России, учитывая территориальные, природно-климатические и социально-экономические особенности территории и народонаселения, высокую стоимость тарифа на электроэнергию в автономных
и децентрализованных зонах энергоснабжения и наличие высокого потенциала ВИЭ, создаются хорошие предпосылки для развития энергетически и экономически эффективных технологий энергоснабжения потребителей с использованием гибридных энергокомплексов на основе ВИЭ.
2. ПАМ ИСПУРЭ разработан по принципам ИСАУ и за счет реализации технического решения динамического перераспределения мощности в автономном энергокомплексе, основанном на динамическом согласованном управлении УБН и ДНПТ.
3. Управление оборудованием ВИЭ ограничивается изменением максимальной уставки мощности и/или максимальной уставки динамики мощности в инверторе ВЭУ и СФЭУ на период автоматических переключений, что обеспечивает возможность применения серийного оборудования ВЭУ, СФЭУ и ДГУ.
4. Предложенные и реализованные принципы создания ИСАУ ВДЭС позволяют, объединяя источники и потребителей на стороне переменного тока, оптимизировать режимы производства и потребления электроэнергии и создавать MicroGrid изолированного поселения.
1. Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. 3-е изд., доп. СПб : Изд-во политехнического ун-та, 2016. 421 с.
2. ЕлистратовВ.В., КонищевМ.А. К вопросу разработки интеллектуальной системы управления ветро-дизельной электростанции с высоким уровнем замещения // Возобновляемая энергетика. Пути повышения энергетической и экономической эффективности REENFOR-2014 : мат. второго Междунар. форума (г. Москва, 10-11 ноября 2014 г.) / под ред. д.т.н. О С. Попеля, к.ф.-м.н. Д.О. Дуникова. М. : ОИВТ РАН, 2014. С. 156-159.
3. Elistratov V., Kudryasheva I. Methodology of wind-diesel power complexes parameters justification for decentralized supply of arctic regions // 2018 International Ural Conference on Green Energy (UralCon). 2018. DOI: 10.1109/ URALC0N.2018.8544298
4. Manwell J.F., Rogers A., Hayman G., Avelar C.T., McGowan J.G., Abdulwahid U., Wu K. Hybrid2 — a hybrid system simulation model : theory manual. Massachusetts : University of Massachusetts, 2006. 267 p. URL: http://citeseerx.ist.psu. edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.466.731&rep=rep1&type=pdf
5. Strauss P., Vandenbergh M., Jahn J. Management strategies and advanced inverter control in microgrids // Integration of Renewable and Distributed Energy Resources : Proceeding of 2nd International Conference (Napa, USA, 4-8 December 2006).
6. Zelazo D., Dai R., Mesbahi M. An energy management system for off-grid power systems // Energy Systems. 2012. Vol. 3. Issue 2. Pp. 153-179. DOI: 10.1007/s12667-012-0050-4
7. Lopes L.A.C., Katiraei F., Mauch K., Vandenbergh M., Arribas L. PV Hybrid mini-grids : applicable control methods for various situations // IEA-PVPS. Photovoltaic Power Systems Programme. T11-07:2012, Subtask 20, Activity 2, Report IEA-PVPS T11-07:2012, March 2012. URL: http://www.iea-pvps.org/index.php?id=366&eID=dam_frontend_ push&docID=1127
8. Elistratov V.V., DiuldinM.V., DenisovR.S. Justification of project and operation modes of hybrid energy complexes for arctic conditions // IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2018. Vol. 180. 012006. DOI: 10.1088/17551315/180/1/012006
9. Huang N. Simulation of power control of a wind turbine permanent magnet synchronous generator system // Master's Theses (2009-). 2013. Paper 215. URL: http://epublications.marquette.edu/theses_open/215
10. Khandker T.A. Energy management and control systems for hybrid wind-solar energy system with battery storage // A Thesis Submitted to Saint Mary's University, Halifax, Nova Scotia in Partial Fulfillment of the Requirements for the Degree of Master of Science in Applied Science. Halifax. Nova Scotia. 2016.
11. Елистратов В.В., Конищев М.А. Ветродизельные электростанции для автономного энергоснабжения северных территорий России // Альтернативная энергетика и экология (ISJAEE). 2014. № 11 (151). С. 62-70.
Поступила в редакцию 22 апреля 2019 г. Принята в доработанном виде 29 апреля 2019 г. Одобрена для публикации 28 мая 2019 г.
Об авторе: Елистратов Виктор Васильевич — доктор технических наук, профессор, председатель научного совета по проблемам ВИЭ СПб Центра РАН, заместитель директора по научной работе Инженерно-строительного института СПбПУУ директор научно-образовательного центра «Возобновляемые виды энергии и установки на их основе», Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого (Национальный исследовательский университет) (СПбПУ), 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29, [email protected].
литература
optimal solutions for an automatic control system for medium capacity power supply facilities using renewable energy sources
V.V. Elistratov
Peter the Great St.Petersburg Polytechnic University (SPbPU), 29 Polytechnicheskaya st., St. Petersburg, 195251, Russian Federation
Abstract
Introduction: extensive logistics costs (including long distance transportation and high fuel prices) and a high cost of electric energy, generated by diesel power plants, are the main problem of power supply to consumers by off-grid power systems. The author unlocks the potential of hybrid power systems using renewable energy sources and saving expensive fuel. The author offers the analysis of automatic control systems capable of improving the efficiency of subordinate power plant elements.
Methods: the author provides a classification of wind-diesel power plants and describes their performance pro rata to the share of wind energy consumption. The author has also compiled a set of specifications applicable to the technological solutions of wind-driven power plants. He also formulates the principles underlying an intelligent automatic control system for off-grid power supply facilities. This system served as the basis for a software and hardware module designed and developed for an intelligent power conversion/control/distribution system. The author provides diagrams of (1) electrical circuits of a software and hardware module for an intelligent power conversion/control/distribution system, and (2) the operation of an off-grid power supply package using renewable energy sources and controlled by the power conversion/control/distribution system. The author analyzes the primary and secondary sources of power in an off-grid power supply facility and describes principles of their operation within a software and hardware module. Results and discussions: the author offers a methodology of intelligent control over off-grid power supply facilities within the framework of the project for development of a wind-diesel power plant in the village of Amderma. The author describes the results of incorporation of a wind-diesel power plant into the power supply facility operating in the permafrost environment of the Arctic region.
conclusion: presently, Russia has pre-conditions in place capable of boosting the development of power supply technologies using hybrid facilities comprising renewable energy sources. The implementation of such off-grid power supply facilities, controlled by newly designed software and hardware modules designated for an intelligent power conversion/ control/distribution system optimizes electric power generation and consumption modes and substantially reduces fuel consumption by diesel power plants.
Keywords: hybrid power plant, wind energy, intelligent control, wind-diesel power plant, high extent of fuel substitution, software and hardware suite, microgrid, Arctic region, renewable energy sources, automatic control systems, cost effectiveness, dynamic control, off-grid power supply, wind-driven power plant
For citation: Elistratov V.V. Optimal'nye resheniya sistemy avtomaticheskogo upravleniya energokompleksov sred-ney moshchnosti na osnove vozobnovlyaemykh istochnikov energii [Optimal solutions for an automatic control system for medium capacity power supply facilities using renewable energy sources]. Silovoe i energeticheskoe oborudovanie. Avtonomnye sistemy [Power and Autonomous Equipment]. 2019. Vol. 2. Issue 2. Pp. 69-85. DOI: 10.32464/26188716-2019-2-2-69-85 (In Russian)
introduction
Electric power generation by off-grid power supply facilities in northern regions, occupying 60 % of Russia's territory, is predominantly performed by diesel power plants, whose number, according to the Russian Energy Agency, reaches approximately 900 items, generating about 3 billion kWh a year. The main problems of power supply to off-grid power consumers consists in extensive logistics costs, including long-distance transportation of diesel fuel designated for diesel power plants, low density of the transport infrastructure and a high cost of fuel.
Rising diesel fuel prices boost the rates for the electric power, generated by diesel power plants, which may vary within the range of 15-150 RR/kWh.
The efficient use of renewable energy resources as part of power supply systems, composed of fossil fuel and renewable energy elements, depends on the share of energy from renewable sources that substitutes the energy generated by the combustion of fossil fuel, thus, saving expensive fuel. The author analyzes (1) the control systems, applied to a hybrid power supply facility comprising a modular renewable energy source, and (2) the development of wind-diesel power plants, comprising renewable energy sources, given that the high potential of wind energy is available, particularly, in the Arctic region [1].
methods
Given the equipment composition and operating mode requirements, the international practice breaks down wind-diesel power plants into three groups, depending on the fossil fuel substation extent (see Table 1):
• small substitution systems;
• medium substitution systems;
• extensive substitution systems.
Table 1. Extents of wind energy employment by wind-diesel power plants
Substitution Equipment operation and its peculiarities Substitution share, wind power plant, %
extent In terms of capacity In terms of output
Small A diesel power plant is in continuous operation. The operation of the wind-driven power plant de-loads the diesel power plant. A wind-driven plant covers a portion of the principal capacity. A wind-diesel power plant needs no automatic control system Below 50 Below 20
Medium A diesel power plant is in continuous operation. When the generation capacity of a wind-driven plant is high, secondary loads are added. A relatively simple automatic control system is needed 50.100 20.50
Extensive A diesel power plant is off. Supplementary solutions are needed to maintain frequency and voltage. An intelligent automatic control system is needed 100.400 50.150
Given the high wind energy potential of the Arctic region, optimization and modernization of the power supply systems in operation, and the construction of new power supply facilities may be effectively implemented with the employment of hybrid power supply facilities using modular renewable energy sources, for example, if the module capacity of a diesel generator reaches approximately 250 kW and the capacity of a wind-driven plant, accommodated to the climate of northern Russia, reaches 50.100 kW.
Technological solutions applied to wind-driven power plants must take account of problematic delivery conditions, a short navigation season, and fast assembly solutions. Any construction process must be free from the use of heavy lifting-and-conveying machinery in the absence of a road network; machinery maintenance must be performed without the involvement of highly qualified specialists and it must be highly automated (inclusive of adaptive algorithms) and comprise a remote control/diagnostics system. These solutions must save expensive diesel fuel, brought from afar; therefore, they must be equipped with automatic control systems to provide for extensive diesel fuel substitution.
A model of an intelligent automatic control system has been developed and integrated into Arctic wind-diesel power plants. It maximizes power generation from renewable energy sources by virtue of dynamic power distribution between the elements of a power supply facility, which minimizes fuel consumption (with a potential for the complete shutdown of fuel-powered energy sources after the renewable energy sources have reached a sufficient capacity). The following development principles underlie an intelligent automatic control system: 1) maximizing energy generation by wind-driven power plants in the real-time mode, saving the fuel designated for diesel power plants, and covering the required demand for energy;
2) remote monitoring of a wind-diesel generator's parameters and operating modes;
3) intelligent operational dispatching of the elements and systems of a power supply facility to assure maximal independence of its operation;
4) monitoring of the equipment condition; analyzing the statistical data on its operating modes and projecting wind patterns;
5) scheduling equipment operation, maintenance, risk assessment and prevention of accidents;
6) redundancy of the main controller of a wind-diesel power plant and an instrumentation and control system; in case of an accidental situation, a manual control mode must be available;
7) adaptability and 24-hour supply of energy, even if some generating elements (of a diesel power plant or a wind-driven power plant) are out of service [2, 3].
These principles were invested into a software and hardware module of an intelligent system, designated for conversion, control, and distribution of energy [4], which was designed and developed by the Centre for Research and Education "Renewable Forms of Energy and Generators" at the Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University. This software and hardware module streamlines the processes of generation and consumption of electric energy and development of a microgrid (an intelligent electric microgrid) for an off-grid village [5, 6].
The concept of this software and hardware module is applicable to off-grid energy supply facilities comprising renewable energy sources, diesel power plants and solar photovoltaic systems, namely, wind-diesel power plants, solar photovoltaic systems/wind-driven power plants/diesel power plants, solar photovoltaic systems/diesel power plants, each comprising a diesel generator. This module maximizes energy generation from renewable energy sources by virtue of dynamic power distribution between the elements of a power supply facility, and, as a result, it minimizes fuel consumption (with a potential for the complete shutdown of fuel-powered energy sources after the renewable energy sources have reached a sufficient generation capacity).
The functional diagram of the electric circuit of the software and hardware module is provided in Figure 1 [7].
A general structural diagram showing power distribution inside an off-grid power supply facility, comprising renewable energy sources consolidated by the alternating current, is provided in Fig. 2 [8].
Module hardware comprises two power facilities responsible for the dynamic control over the power balance of the bilateral current converter and controllable ballast; controllers of the bilateral current converter and controllable ballast responsible for the automatic control over the constituents of a power supply facility and the main module controller responsible for high-level performance control.
The sources of power of an off-grid power supply facility are broken down in the software and hardware module into the following two categories:
1) primary sources of a power supply facility that set the frequency and voltage for an off-grid power grid:
• diesel generator (the main source setting grid voltage);
• bilateral current converter having battery units connected to it (in the operating mode of an independent inverter);
2) secondary sources, that get adjusted to the grid voltage and generate power for the grid:
• wind-driven power plants;
• solar photovoltaic systems.
A diesel generator (generators) is the main source of power within an off-grid power supply facility and a secure source of power in the long-term mode (if the fuel supply is available). The diesel generator is not considered as an active control element within the system of dynamic control, because it has an independent dynamic control loop that maintains the pre-set voltage and frequency values of a generator. Software and hardware module controllers automatically and remotely actuate and shutdown diesel generators using Modbus and Modbus TCP protocols or discrete relay signals.
Thanks to the operation of the software and hardware module all the diesel generators of the power supply facility may be shutdown, if the total power wheeled from S1 and S2 and averaged through time period T exceeds the total consumed power, while renewable energy sources are used to their maximal extent (thus, saving as much diesel fuel as possible). In this case, the bilateral current converter becomes the primary source, as it switches to the mode of an off-grid inverter and generates voltage for the grid.
N
— High-speed dedicated communication interface
— Communication line using the Ethernet interface 1 (Modbus TCP) или RS-485 (Modbus)
\~7\ — Signal measuring converter
Fig. 1. Functional diagram of the electric circuit of the software and hardware module. K1 — controllable ballast controller; K3 — shared module controller; K2 — controller for a bilateral current converter; 1.1 — stage current control; 1.2 — circuits for the control and control of the ballast power contour; 1.4 and 2.1 — control and measurement of output electric parameters; 2.2 — circuits for the control and control of the internal power contour of the bilateral current converter; 2.3 — control and measurement of electric parameters of the battery unit
The total consumable power is determined as follows:
Ptc(T) = Ppl(T) + Psl(T) + Pap(T) + Pmax(T), (1)
where Ptc(T) is the total consumable power, averaged through time period Т; Ppl(T is the power consumed by priority loads and averaged through period Т; Psl(T) is the power consumable by secondary loads and averaged through time period r;Pap(T)istheauxiliarypowerconsumedbythepowersupplyfacilityandaveragedthroughtimeperiodT;Pmax(T) is maximal power set by the control system ofthe wind-diesel power plant for controllable ballast within time period Т.
The control system of the software and hardware module shuts down the diesel generator and switches on to the bilateral current converter as the primary source if:
PJT > ЛД) + Ps, (2)
where Prsp(T) is the total electric power generated into an autonomous grid by all renewable energy sources of power (the total of S1 and S2), averaged through time period Т; Psc is the power safety corridor — a permanent value set by the personnel or calculated using the hardware and software projection algorithm (depending on its settings) [14].
Fig. 2. General structural diagram of an off-grid power supply facility, comprising renewable energy sources and controlled by an intelligent power conversion/control/distribution system: <-> — high-speed communication interface;
-<---> — control links with remote units; wind-driven power plant; photovoltaic module; diesel generator; bilateral current converter; battery unit; controllable ballast; U1 — section of a circuit of alternating current having unregulated frequency and voltage; U2 — section of a circuit of direct current having unregulated voltage which is limited in terms of its top values; U3 — section of a circuit of direct current having unregulated voltage; U4 — section of a circuit of direct current where voltage is regulated within battery unit parameters; U5 — section of a circuit of alternating current where voltage and frequency are regulated (U5 is an autonomous grid)
In this mode, the bilateral current converter uses an external battery unit that operates in the cyclic charge/ discharge mode, given the pre-set cyclic discharge value is equal to AWcd bu (kWh). In order to understand the principle of operation of a bilateral current converter as part of the software and hardware module, it is important to know that a bilateral current converter, being the primary source of power, generates voltage (having a pre-set amplitude and frequency values) in an autonomous grid (if the diesel generator is idle) even when the battery unit is being charged (or when the grid power is consumed).
Therefore, a bilateral current converter that has a battery unit, continuously generates voltage in an autonomous grid in each of the following modes: while the battery unit is being charged, while the battery unit switches from the charge mode to the discharge mode, while the battery unit is being discharged, and while the battery unit switches from the discharge mode into the charge mode. This approach enables the independent operation of the battery unit within 5.10 minutes if the charge/discharge value is 10 % of the maximal consumable power value of the power supply facility. In other words, the operation of a power supply facility is feasible if the capacity of a battery unit is comparable with the nominal capacity of a battery unit used for the power supply of a diesel power plant in case of emergency. However, a battery unit must have a higher number of charge/discharge cycles available.
This mode is applicable concurrently with the operation of a diesel generator. In this event, the diesel generator operates as a secondary source and synchronizes with the bilateral current converter.
Bilateral current converter
A bilateral current converter is capable of converting the alternating current of an autonomous grid into the direct current of a battery unit, while power is wheeled from the grid to the battery unit (the battery charge mode)
during the power consumption period. It is also capable of converting the battery's direct current into the alternating current, while power is wheeled from the battery into the grid (the battery discharge mode) during the energy production period. As indicated earlier, a bilateral current converter is used as a primary source when diesel generators are off and when the amount of power produced by renewable sources exceeds the amount of consumed power. The bilateral power converter employs an advanced design comprising a static inverter [9].
Secondary sources of power in the power distribution pattern of a software and hardware module
A wind-driven power plant comprises a wind wheel with a permanent magnet synchronous generator; a regulator-rectifier with a turbine controller (a nacelle) and controllable ballast; a grid inverter for a wind-driven power plant. The majority of producers offer this set of elements, and the capacity of a wind-driven power plant varies from 30 to 200 kW.
As for the operation of a grid inverter, it represents an inverter controlled by the grid. This inverter needs circuit voltage, that means that mass produced wind-driven power plants can only operate if circuit voltage is available (in case it is unavailable, wind-driven power plants shutdown in the protection mode entitled "loss of grid"). A diesel generator or a bilateral current converter generates voltage for an off-grid power supply facility.
A software and hardware module pre-sets and changes the following wind-driven power plant control parameters:
• pre-limiting the output power value;
• pre-limiting the intensity of a change in the output power value over time (dP/dt).
The software and hardware module treats the object of control as the source of power, that follows the grid, and its instantaneous power output is impossible to project and to regulate. However, the top value of the power output of a wind-driven power plant may be pre-limited for a definite period of time, and the intensity of a change in the output power value over time may also be pre-limited (dP/dt):
P (t) = F{V (t); dP /dt} - P , , (3)
wppv ' K wv wpp J wpp_lim' v '
where P (t) is the electric power output of a wind-driven power plant (the value of the instantaneous output power leaving the inverter of a wind-driven power plant); Vw(t) is the instantaneous value of the wind velocity; dPwpp/dt is the maximal pre-set change in the power value of a wind-driven power plant over time; F{ Vv(t); dPwpp/dt} is the function describing dependence of the maximal pre-set change in the wind power plant's output value on the wind velocity over time; Pwpp limis the parameter limiting the top value of the output power pre-set in the wind-driven power plant (pre-set in the inverter of a wind-driven power plant). If this parameter is not applied, the capacity of a wind-driven power plant is limited by its maximal physical power, which is recognized in the function F{ Vv(t); dPwpp/dt}.
The number of wind-driven power plants within one off-grid power supply facility is not limited in the general case, as the source is controlled by the grid; therefore, in general, any number of sources, working in parallel, may be installed. Any necessary number of wind-driven power plants may be shutdown in response to a signal produced by the software and hardware module.
A solar photovoltaic system is similar to wind-driven power plants in terms of delivering power into an autonomous power grid. A grid-controlled inverter is the terminal device of a solar photovoltaic system (similar to the power-driven plant). Frequently, invertors of solar photovoltaic systems cannot limit the top value of the output power.
The software and hardware module treats the solar photovoltaic system as the object of control following the grid and producing power; its instantaneous capacity is impossible to project, and it is identified according to the following formula:
P (t) = F{E(t)} - P ,. , (4)
wppv ' v ev '' sps_lim7 v '
where Ee(t) is the solar radiation flux that reaches the module (W); Psps lim is the parameter limiting the top value of the output power, this parameter is pre-set inside a solar photovoltaic system (inside its inverter). If this parameter is not applied, the capacity of a solar photovoltaic system is limited by its maximal physical power, which is recognized in the function F{E (t)}.
, GENERAL POWER
Optimal solutions tor an automatic control system ENGINEERING
for medium capacity power supply facilities using renewable energy sources
The number of solar photovoltaic systems within one power supply facility is not limited in the general case, as the source is controlled by the grid; therefore, in general, any number of sources, working in parallel, may be installed [10].
The general condition, applied to dynamic power distribution in an off-grid power supply facility, consists in the power balance: the value of consumed power in the pre-set mode must be equal to the value of the power generated by the facility. The power balance guarantees frequency and voltage stabilization in an autonomous grid, and it is pre-set by the formula
Potal powe/0 = (5)
where Ptotal power(t) is the instantaneous total value of power produced by all sources.
The software and hardware module, developed for the dynamic power distribution, objects of control are broken down into three groups:
1) actively regulated items;
2) items that are actuated automatically;
3) items that may be actuated or cutoff depending on power values.
results and discussion
The methodology of intelligent control over off-grid wind-diesel power plants was integrated into the automatic control system of an autonomous wind-diesel power plant in 2017 to supply electricity to the village of Am-derma (the Nenets Autonomous District). This project was implemented within the framework of the restructuring of a diesel power plant and the construction of a wind-diesel power plant.
Fig. 3. Wind-diesel power plant in Amderma.
This is one of the first power supply facilities, recently constructed in the Arctic permafrost area. The village has about 350 inhabitants; it is located on the shore of the Kara sea; the annual average/maximal wind velocity is 8/42 m/c; the minimal temperature is 42 °C; icings, intensive windstorms and snowstorms are frequent there. The following power generation facilities are in operation there: three diesel power stations, varying in terms of their capacities, their total output reaches 600 kW and four wind-driven power plants, 50 kW each. The altitude of each wind-driven power plant is 26 meters; they are made in China and adjusted to the local weather and climate pursuant to domestic engineering specifications. The design of this wind-diesel power plant comprises an original modular solution of the foundation that was developed for the permafrost area; it also boasts a self-lifting system that needs no crane [11].
The implementation of the wind-driven power plant and the construction of the wind-diesel power plant reduced:
• auxiliary power consumption from 510 thousand kWh to 160 thousand kWh (more than a three-fold reduction);
• diesel fuel consumption from 719 thousand liters a year to 416 thousand liters a year (by 40 %), which saves 12.5 million RR a year;
• C02 emissions by 600 tons.
The revenue generated by the reduction of the economically sound rate reached 45 million RR a year.
1. Given the features of its territory, physical and climatic conditions, socioeconomic peculiarities of its area and population, high energy rates in the areas of autonomous and decentralized power supply, a high potential of renewable energy sources, Russia has everything available for the development of energetically and economically effective technologies for energy supply to consumers using hybrid power supply facilities, comprising renewable energy sources.
2. The principles underlying the software and hardware module represent an intelligent automatic control system and a technological solution consisting in the dynamic power distribution inside an autonomous power supply facility based on the dynamic coordinated control over controllable ballast and bilateral power converter.
3. The control over a wind-driven power plant is limited to the adjustment of the maximal power value and/ or maximal dynamic power value inside the inverter of a wind-driven power plant and a solar photovoltaic system during automatic switch-over to enable the use of mass-produced equipment for wind-driven, solar photovoltaic and diesel power plants.
4. By consolidating the sources and consumers on the side of the alternating current, the proposed and implemented principles, underlying the intelligent automatic control system of a wind-diesel power plant, make it possible to optimize power generation and consumption and to develop a MicroGrid for an isolated village.
references
1. Elistratov V.V Vozobnovlyaemaya energetika [Renewable energetics]. 3rd ed., suppl. St. Petersburg, Izd-vo politekh-nicheskogo un-ta, 2016. 421 p. (In Russian)
2. Elistratov V.V., Konishchev M.A. K voprosu razrabotki intellektual'noy sistemy upravleniya vetro-dizel'noy elektro-stantsii s vysokim urovnem zameshcheniya [On the issue of developing an intelligent control system for a wind-diesel power plant with a high level of substitution]. Vozobnovlyaemaya energetika. Putipovysheniya energeticheskoy i ekonomicheskoy effektivnosti REENFOR-2014 : mat. vtorogo Mezhdunar. foruma (g. Moskva, 10-11 noyabrya 2014 g.) [Renewable Energy. Ways to improve energy and economic efficiency REENFOR-2014: mat. Second International Forum (Moscow, November 10-11, 2014)]. Moscow, OIVT RAN, 2014. Pp. 156-159. (In Russian)
3. Elistratov V., Kudryasheva I. Methodology of wind-diesel power complexes parameters justification for decentralized supply of arctic regions. 2018 International Ural Conference on Green Energy (UralCon). 2018. DOI: 10.1109/URAL-C0N.2018.8544298
4. Manwell J.F., Rogers A., Hayman G., Avelar C.T., McGowan J.G., Abdulwahid U., Wu K. Hybrid2 — a hybrid system simulation model: theory manual. Massachusetts : University of Massachusetts, 2006. 267 p. URL: http://citeseerx.ist.psu. edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.466.731&rep=rep1&type=pdf
5. Strauss P., Vandenbergh M., Jahn J. Management strategies and advanced inverter control in microgrids. Integration of Renewable and Distributed Energy Resources : Proceeding of 2nd International Conference (Napa, USA, 4-8 December 2006).
6. Zelazo D., Dai R., Mesbahi M. An energy management system for off-grid power systems. Energy Systems. 2012. Vol. 3. Issue 2. Pp. 153-179. DOI: 10.1007/s12667-012-0050-4
7. Lopes L.A.C., Katiraei F., Mauch K., Vandenbergh M., Arribas L. PV Hybrid mini-grids : applicable control methods for various situations. IEA-PVPS. Photovoltaic Power Systems Programme. T11-07:2012, Subtask 20, Activity 2, Report IEA-PVPS T11-07:2012, March 2012. URL: http://www.iea-pvps.org/index.php?id=366&eID=dam_frontend_ push&docID=1127
8. Elistratov V.V, Diuldin M.V., Denisov R.S. Justification of project and operation modes of hybrid energy complexes for arctic conditions. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. 2018. Vol. 180. 012006. DOI: 10.1088/17551315/180/1/012006
conclusion
9. Huang N. Simulation of power control of a wind turbine permanent magnet synchronous generator system. Master S Theses (2009-). 2013. Paper 215. URL: http://epublications.marquette.edu/theses_open/215
10. Khandker T.A. Energy management and control systems for hybrid wind-solar energy system with battery storage. A Thesis Submitted to Saint Mary's University, Halifax, Nova Scotia in Partial Fulfillment of the Requirements for the Degree of Master of Science in Applied Science. Halifax. Nova Scotia. 2016.
11. Elistratov V.V., Konishchev M.A. Vetrodizel'nye elektrostantsii dlya avtonomnogo energosnabzheniya severnykh territoriy Rossii [Wind-diesel power systems for standalone energy supply of Russian northern territories]. Al'ternativnaya energetika i ekologiya (ISJAEE) [Alternative Energy and Ecology (ISJAEE)]. 2014. No. 11 (151). Pp. 62-70. (In Russian)
Received April 22, 2018.
Adopted in final form on April 29, 2019.
Approved for publication May 28, 2019.
About the author: Victor Vasilyevich Elistratov — Doctor of Technical Sciences, Professor, Chairman of the Academic Council for Renewable Sources of Energy Problems of St. Petersburg Academy of Sciences, Deputy Director for Scientific Work of the Institute of Civil Engineering of SPbPU, Director of the Centre for Research and Education "Renewable Forms of Energy and Generators", Peter the Great St. Petersburg Polytechnic university (SPbPu), 29 Polytechnicheskaya st., St. Petersburg, 195251, Russian Federation, [email protected].
