Мікромережа

Мікромережа (іноді мікрогрід[1][2]) — це локальна електрична мережа з визначеними електричними межами, яка діє як єдиний керований об'єкт[3]. Вона здатна працювати в загальній мережі та поза мережею[4]. Автономна або ізольована мікромережа працює лише поза загальною мережею і не може бути під'єднана до ширшої енергосистеми[5]. Дуже дрібні мікромережі називаються наномережами[6].

Мікромережа, пов'язана із макромережею, зазвичай працює в режимі синхронізації з традиційною регіональною синхронною мережею(інші мови), але може від'єднатися від неї та функціонувати незалежно відповідно до технічних або економічних умов[7]. Режим роботи мікромережі, за якого мікромережа працює ізольовано в результаті від’єднання або непід'єднання до загальної мережі, називається острівним режимом[8]. Таким чином, мікромережі покращують надійність постачання в осередку мікромережі та можуть забезпечувати аварійне живлення, перемикаючись між острівним і під'єднаним режимами[7].

Автономна мікромережа має власні джерела електроенергії, доповнені установкою зберігання енергії. Мікромережі використовуються там, де передача та розподіл електроенергії від великого централізованого джерела енергії занадто віддалені та дорогі в експлуатації[3]. Вони пропонують можливість електрифікації сільської місцевості у віддалених районах і на малих островах[5]. Автономна мікромережа може ефективно інтегрувати різні джерела розподіленої генерації (РГ), особливо відновлювані джерела енергії (ВДЕ)[3].

Керування і захист є труднощами для мікромереж, оскільки всі допоміжні послуги(інші мови) для стабілізації системи повинні генеруватися в межах мікромережі, а низькі рівні струму короткого замикання можуть бути складними для селективної роботи систем захисту. Важливою особливістю є забезпечення багатьох корисних енергетичних потреб, таких як опалення та охолодження, окрім електроенергії, оскільки це дозволяє замінити носії енергії та підвищити енергоефективність завдяки використанню відпрацьованого тепла для цілей опалення, гарячого водопостачання та охолодження (міжгалузеве використання енергії)[9].

Історія

Вперше децентралізовану модель електропостачання запропонував та просував Томас Алва Едісон[10]. Станом на кінець 1880-х понад двісті гідроелектростанцій живили окремі будівлі та фабрики[11]. Однак в Едісона на той час не було розвинутих технологій керування, тому під час електрифікації США у першій половині XX ст. перемогла централізована модель[10].

У 1940-х рр. у СРСР проєктувались так звані вітроелектростанції ізольованого типу, які включали вітрогенератор, акумуляторну батарею, призначену для живлення навантажень під час короткого затишшя вітру, та агрегат на основі теплового двигуна для довгих періодів штилю. Такі вітроелектростанції призначались для районів, де електроенергія з інших джерел була б занадто дорогою[12]. У 1978 році внаслідок нафтового ембарго Конгрес США ухвалив Public Utility Regulatory Policies Act, який зобов'язав комунальні підприємства купувати у споживачів електроенергію, вироблену на когенераційних установках та з відновлюваних джерел[13][14], запровадивши, зокрема, механізм Net Billing[15]:471.

У 1990-х роках США та Європа почали шукати шляхи інтеграції величезних обсягів розподілених енергетичних ресурсів у свої вже розвинені та старіючі мережеві інфраструктури. Щоб провести дослідження на рівні, необхідному для програми розвитку такого масштабу, США створили CERTS, а в Європі утворили консорціум MICROGRIDS. Обидва були першими у визначенні рішення — створення архітектури електромережі, розділеної на підрозділи, які могли б керувати виробництвом і попитом на місцевому рівні, а також за потреби могли бути від'єднані від «макромережі»[16]. Термін «мікромережа» був вперше запропонований у 2001 році професором Робертом. Г. Лассетером з університету Вісконсин-Медісон[17]. Він розробив концепцію та основні вимоги до мікромереж[18][18].

2002 року Національний технічний університет Афін (NTUA) побудував лабораторний проєкт мікромережі, відомий як Лабораторія енергетичних систем. 2004 року в Мілані було побудовано випробувальний комплекс CESI RICERCA, який можна було реструктуризувати в різні топології для випробування функціонування в стаціонарному та перехідних режимах та аналізу якості електроенергії. 2005 року в Імперському коледжі Лондона було створено прототипи для випробувань розподільної мережі та тестів навантаження. У період з 2004 по 2006 рік в ЄС, Японії та США створено ряд демонстраційних проєктів. З 2006 року мікромережі були включені в китайську Програму 863 (Державний план розвитку високих технологій) та Програму 973 (Національна програма фундаментальних досліджень). 2010 року Державна електромережна корпорація Китаю (SGCC) побудувала демонстраційний проєкт у Чженчжоу для вивчення керування роботою мікромережі, що поєднує розподілену фотоелектричну генерацію та накопичення енергії та інженерне застосування, а також інший у Сіані для дослідження технологій керування мікромережею, що поєднує розподілену генерацію/зберігання енергії[17].

Перші проєкти мікромереж в Україні реалізовані з 2018 року задля підвищення ефективності енергопостачання[19]. Детальну увагу на мікромережі звернули з початком широкомасштабного вторгнення Росії та руйнування нею генеруючих потужностей та мереж передачі як на засіб підвищення надійності енергопостачання. Мікромережі рівня ОСББ, дачних кооперативів або окремих підприємств створювались громадянами самостійно і включали від LED-освітлення з акумулятором до власної дизельної електростанції[20].

Визначення

Група обміну мікромережами Міністерства енергетики Сполучених Штатів[21] визначає мікромережу як «групу взаємопов'язаних навантажень і розподілених енергетичних ресурсів у межах чітко визначених електричних кордонів, яка діє як єдиний керований об'єкт стосовно мережі; мікромережа може підключатися та відключатися від мережі, щоб дозволити їй працювати як у режимі під'єднання до мережі, так і в острівному режимі»[22].

Лабораторія Берклі визначає: «Мікромережа складається з пристроїв генерації та зберігання енергії, які можуть живити будівлю, кампус або громаду, коли вони не під'єднані до електричної мережі, наприклад, у разі катастрофи»[23].

Дослідницький проєкт ЄС[24] описує мікромережу як систему розподілу низької напруги (LV)(інші мови) з розподіленими енергетичними ресурсами (DER), такими як мікротурбіни, паливні елементи або фотоелектричні панелі (PV), накопичувальні пристрої (батареї, маховики) та гнучкі навантаження. Такі системи можуть працювати як під'єднаними, так і від'єднаними від загальної мережі. Робота мікроджерел у мережі може принести переваги загальній продуктивності системи, якщо керувати та координувати ефективно[25].

Електропедія визначає мікромережу як групу взаємопов'язаних навантажень і розподілених енергетичних ресурсів із визначеними електричними межами, які утворюють локальну електроенергетичну систему на рівнях розподільної напруги, тобто низької та середньої напруги до 35 кВ. Цей кластер пов'язаних вузлів споживачів і виробників діє як єдиний керований об'єкт і може працювати в режимі під'єднання до мережі або в острівному режимі[4].

Microgrid Knowledge[26] визначає мікромережу як «самодостатню енергетичну систему, яка обслуговує окремий географічний район, такий як кампус коледжу, лікарняний комплекс, бізнес-центр або район»[26].

Відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії» мікромережа — це група взаємозв'язаних навантажень і розподіленої генерації із визначеними електричними межами, що утворюють локальну електроенергетичну систему на рівні системи розподілу електричної енергії, яка діє як єдиний керований об'єкт і здатна працювати паралельно з ОЕС України (паралельний режим мікромережі) або в острівному режимі мікромережі[27].

Автономна мікромережа або ізольована мікромережа працює лише поза мережею та не може бути під'єднана до ширшої системи електроенергії. Зазвичай вони призначені для географічних островів або для електрифікації сільської місцевості[5]. У неіндустріалізованих країнах мікромережі, які використовуються для забезпечення доступу до електроенергії в раніше неелектрифікованих районах, часто називають «міні-мережами(інші мови)»[28]. Наномережі належать до одного будинку чи будівлі, а взаємозв'язок кількох наномереж утворює мережу (мікромережу), сприяючи розподілу потужності між окремими наномережами[6].

Типова схема електричної мікромережі з відновлюваними джерелами енергії в приєднаному режимі

Мікромережі кампусу або інституту

Мікромережі кампусу зосереджені на об'єднанні існуючої локальної генерації для підтримки кількох навантажень, розташованих у тісній географічній зоні, де власник може легко ними керувати[29][30].

Громадські мікромережі

Громадські мікромережі можуть обслуговувати тисячі клієнтів і сприяти проникненню місцевої енергії (електроенергії, опалення та охолодження)[31]. У мікромережі громади деякі будинки можуть мати відновлювані джерела, які можуть задовольнити їхній попит, а також попит їхніх сусідів у тій самій громаді. Громадська мікромережа також може мати централізовану або кілька розподілених установок накопичення енергії. Вони можуть мати форму мікромереж змінного та постійного струму, з'єднаних разом через двонаправлений силовий електронний перетворювач[32].

Віддалені автономні мікромережі

Ці мікромережі, як правило, не призначені для під'єднання до макромережі, а замість цього постійно працюють в острівному режимі через економічні проблеми чи географічне положення. Як правило, мікромережа «поза мережею» будується в районах, які знаходяться далеко від будь-якої інфраструктури передачі та розподілу і, отже, не має зв'язку з комунальною мережею[29][33]. Дослідження показали, що експлуатація автономних мікромереж у віддаленому районі або на островах, де переважають відновлювані джерела, знижує вирівняні витрати на виробництво електроенергії протягом усього терміну експлуатації таких мікромережевих проєктів[34][35]. У деяких випадках автономні мікромережі об'єднуються в національну мережу або «макромережу», але цей процес вимагає технічного, нормативного та правового планування[36].

Великі віддалені території можуть забезпечуватися кількома незалежними мікромережами, кожна з яких має окремого власника (оператора). Хоч такі мікромережі традиційно проєктуються як енергетично самодостатні, змінні відновлювані джерела та їхні несподівані та різкі коливання можуть спричинити неочікуваний дефіцит електроенергії або надмірну генерацію в цих мікромережах. Без накопичення енергії та інтелектуального керування це негайно спричинить неприйнятні відхилення напруги чи частоти в мікромережах. Щоб виправити такі ситуації, можна тимчасово під'єднати такі мікромережі до відповідної сусідньої мікромережі для обміну електроенергією та зменшення відхилень напруги та частоти[37][38]. Цього можна досягти за допомогою перемикача на основі силової електроніки[39][40] після належної синхронізації[41] або зустрічно-паралельного з'єднання двох силових електронних перетворювачів[42] і після підтвердження стабільності нової системи. Визначення потреби з'єднати сусідні мікромережі та пошук відповідної мікромережі для з'єднання може бути досягнуто за допомогою підходів оптимізації[43] або підтримки ухвалення рішень[44].

Оскільки віддалені автономні мікромережі часто невеликі та побудовані з нуля, вони мають потенціал для включення найкращих практик глобального сектору електроенергетики та стимулювання енергетичних інновацій[45]. Зараз заведено бачити віддалені автономні мікромережі, які в основному живляться відновлюваними джерелами енергії та керуються інтелектуальними засобами керування на рівні споживача, що не завжди легко впровадити у великому енергетичному секторі через інтереси існуючих операторів та старішу, вже існуючу інфраструктуру[46][47].

Мікромережі військових баз

Тактична мікромережа в Армії США

Ці мікромережі активно розгортаються з акцентом як на фізичну безпеку, так і на кібербезпеку військових об'єктів, щоб забезпечити надійне живлення без використання макромережі[29][48].

Комерційні та промислові (C&I) мікромережі

Ці типи мікромереж швидко розвиваються в Північній Америці та Східній Азії, однак відсутність загальновідомих стандартів для цих типів мікромереж обмежує їх глобально. Основними причинами встановлення промислової мікромережі є безпека електропостачання та його надійність. Існує багато виробничих процесів, у яких переривання електропостачання може призвести до великих втрат доходу та тривалого часу запуску[29][33]. Промислові мікромережі можуть бути розроблені для забезпечення циркулярної економіки промислових процесів з майже нульовими викидами та можуть інтегрувати комбіноване виробництво тепла та електроенергії, живлячись як відновлюваними джерелами, так і перероблюванням відходів. Накопичення енергії можна додатково використовувати для оптимізації роботи цих підсистем[49]. Мікромережі також можуть бути закріплені великим комерційним роздрібним продавцем з великою кількістю генерації з метою стійкості або з економічних причин[50].

Топології мікромереж

Архітектури потрібні для керування потоком енергії від різних типів джерел до електричної мережі. Таким чином, мікромережі можна класифікувати за трьома топологіями:

  • мікромережа змінного струму;
  • мікромережа постійного струму;
  • гібридна мікромережа[51].

Основні компоненти мікромереж

Сонячне поселення(інші мови), екологічний проект спільноти у Фрайбурзі, Німеччина.
Складові мікромережі

Місцева генерація

Мікромережа містить різні типи джерел генерації, такі як

За можливістю керування вихідною потужністю джерела поділяються на диспетчеризовані(інші мови) та недиспетчеризовані[53]. Алгоритми керування мікромережею оптимізуються для забезпечення максимального використання відновлюваних джерел енергії[54].

Споживання

У мікромережі споживачі поділяються на критичні та некритичні. Некритичні можуть бути вимкнені для збалансування мікромережі, а для критичних забезпечується максимально безперебійне електропостачання[55].

При прямому керуванні навантаженням оператор мікромережі має віддалений доступ до деяких пристроїв та навантажень споживача, щоб контролювати їх, коли це необхідно для балансування системи. Також для керування навантаженням можуть використовуватись системи економічних стимулів, таких як ціни, контрактні умови або штрафи[55]. Частиною мікромережі можуть бути електромобілі, які заряджаються при надлишку електроенергії, але за технологією Vehicle-to-grid(інші мови) (V2G) можуть постачати електроенергію в мікромережу для підтримки її стабільності. Для цього контролер мікромережі повинен взаємодіяти з електромобілем[56].

Зберігання енергії

У мікромережі установка зберігання енергії виконує кілька функцій, таких як забезпечення якості електроенергії, регулювання частоти та напруги, згладжування виходу відновлюваних джерел енергії, забезпечення резервного живлення для системи, та відіграє вирішальну роль в оптимізації витрат. Зберігання енергії може бути досягнуто за допомогою комбінації хімічних, електричних, пневматичних, гравітаційних, маховикових і теплових технологій. Коли в мікромережі доступні кілька накопичувачів енергії з різною місткістю, бажано координувати їхню зарядку та розрядку таким чином, щоб менший накопичувач енергії не розряджався швидше, ніж пристрої з більшою місткістю. Так само бажано, щоб менший накопичувач не заряджався повністю раніше, ніж пристрої з більшою місткістю. Цього можна досягти за допомогою скоординованого керування накопичувачами енергії на основі їхнього стану заряду[57]. Якщо використовуються кілька систем накопичення енергії (можливо, що працюють на різних технологіях), і вони контролюються унікальним блоком контролю (система управління енергією(інші мови), англ. energy management system, EMS), ієрархічне керування на основі архітектури головний/підлеглий може забезпечити найкращу роботу, особливо в автономному режимі[49].

Точка приєднання до загальної мережі

Точка приєднання до загальної мережі — це точка в електричному ланцюзі, де мікромережа з'єднана з основною мережею[58][59].

Керування мікромережею

Ієрархічне керування

До архітектури керування мікромережею існує два підходи: централізований[60][61] і децентралізований[62]. Повністю централізоване управління покладається на передачу великої кількості інформації між залученими пристроями до прийняття рішення в одній точці. Впровадження є складним, оскільки взаємопов'язані енергетичні системи зазвичай охоплюють великі географічні розташування та включають величезну кількість блоків. З іншого боку, при повністю децентралізованому управлінні кожен пристрій контролюється своїм місцевим контролером, не знаючи ситуації інших[63]. Компроміс між цими двома крайніми схемами керування може бути досягнутий за допомогою ієрархічної схеми керування[64] що складається з трьох рівнів керування: первинного, вторинного та третинного[60][65][66].

Первинний рівень керування

Первинний рівень керування призначений для задоволення таких вимог:

  • Стабілізація напруги і частоти
  • Можливість підключати та працювати для DER і належним чином розподіляти активну та реактивну потужність між ними, бажано без будь-яких каналів зв'язку
  • Пом'якшення циркулюючих струмів, які можуть спричинити перевантаження по струму в силових електронних пристроях

Основне керування забезпечується заданими налаштуваннями для нижчого контролера, який є контурами керування напругою та струмом DER. Ці внутрішні контури керування зазвичай називають керуванням нульового рівня[67].

Вторинний рівень керування

Вторинний рівень керування зазвичай має повільніший, ніж у попереднього, час дискретизації — від секунд до хвилин, — що виправдовує розв'язану динаміку первинного та вторинного рівнів керування та полегшує їхні індивідуальні конструкції. Налаштування первинного рівня керування задають вторинним рівнем керування[68], у якому централізований контролер відновлює напругу та частоту мікромережі та компенсує відхилення, спричинені змінами навантажень або відновлюваними джерелами. Вторинний рівень керування також може бути розроблений для задоволення вимог якості електроенергії, наприклад, балансування напруги на критичних шинах[67].

Третинний рівень керування

Третинний рівень керування — це останній (і найповільніший) рівень керування, який розглядає економічні питання щодо оптимальної роботи мікромережі (час вибірки становить від хвилин до годин) і керує потоком електроенергії між мікромережею та загальною мережею[67]. Цей рівень часто включає прогнозування погоди, тарифу мережі та навантажень у наступні години чи день для розробки плану диспетчеризації генератора, який забезпечує економічну експлуатацію[69]. Досконаліші методи також можуть забезпечити наскрізне керування мікромережею за допомогою методів машинного навчання, таких як глибоке навчання з підкріпленням(інші мови)[70].

У разі надзвичайних ситуацій, таких як знеструмлення, третинний рівень керування може керувати групою взаємопов'язаних мікромереж, щоб сформувати так званий «кластер мікромереж», діючи як віртуальна електростанція(інші мови) для продовження живлення критичних навантажень. Під час таких ситуацій центральний контролер повинен вибрати одну з мікромереж як головну, а решту — як підлеглі, і навантажувати шини відповідно до попередньо визначеного алгоритму та існуючих умов системи (тобто попиту та генерації). У цьому випадку керування повинне здійснюватися в режимі реального часу або принаймні з високою частотою дискретизації[71].

IEEE 2030.7

Схема станів та переходів мікромережі за IEEE 2030.7
Схема станів та переходів мікромережі за IEEE 2030.7

Стандарт визначає контролер керування мікромережею як критичний компонент, який регулює всі аспекти функціонування мікромережі та точки приєднання[72].

Стандарт визначає два стани мікромережі:

  • SS1 — приєднаний;
  • SS2 — острівний[73].

Стандарт визначає чотири типи переходів:

  • T1 — перехід від приєднаного стану до острівного (плановий);
  • T2 — перехід від приєднаного стану до острівного (позаплановий);
  • T3 — повторне під'єднання до загальної електромережі після острівного режиму;
  • T4 — темний пуск(інші мови) в острівний режим[73].

Перехід T1 передбачає від'єднання за бажанням власника з метою тестування або з економічних причин. При цьому споживачі, як правило не від'єднуються. Перехід T2 відбувається через відмову загальної мережі; при цьому всі некритичні споживачі вимикаються, доки не будуть запущені резервні джерела живлення. Перехід T3 передбачає синхронізацію із загальною мережею та зміну режиму функціонування джерел живлення із «формування мережі» до «слідування за мережею». Перехід T4 передбачає від'єднання усіх споживачів та запуск в острівному режимі; це особливо важливо для мікромереж з установкою зберігання енергії, яка може бути розряджена, і далі споживачі приєднуються за пріоритетністю[73].

Спрощене керування

Існує велика різноманітність складних алгоритмів керування, що ускладнює реалізацію систем управління енергією для мікромереж і користувачів розподілених енергетичних ресурсів (РЕР). Тому деякі проєкти намагаються спростити та зменшити витрати на керування за допомогою готових продуктів (наприклад, використання Raspberry Pi)[74][75].

Інструменти моделювання

Для правильного планування та монтажу мікромереж необхідно інженерне моделювання. Існують численні інструменти моделювання та інструменти оптимізації для моделювання економічних та електричних ефектів мікромереж. Комплексною комерційною платформою є XENDEE, яка отримала золоту нагороду Едісона 2021 року та є стандартною платформою для Міністерства оборони США. Широко використовуваним інструментом економічної оптимізації є Модель сприйняття клієнтами розподілених енергетичних ресурсів (DER-CAM) від Національної лабораторії Лоуренса Берклі. Іншим безплатним інструментом є Solar Alone Multi-objective Advisor (SAMA), програмне забезпечення для оптимізації мікромережі з відкритим вихідним кодом, призначене для економічної оптимізації розмірів гібридних енергетичних систем (головним чином живлення від сонячних фотоелектричних систем) за допомогою метаевристичних алгоритмів на основі конкретних профілів навантаження та метеорологічних даних[76][77]. Інша — HOMER (гібридна модель оптимізації для кількох енергетичних ресурсів), розроблена Національною лабораторією відновлюваної енергії(інші мови). Існують також деякі засоби розрахунку потоку електроенергії та електричного проєктування, якими керуються розробники мікромереж. Тихоокеанська північно-західна національна лабораторія(інші мови) розробила загальнодоступний інструмент GridLAB-D, а Інститут досліджень електроенергії(інші мови) (EPRI) розробив OpenDSS. Європейський інструмент, який можна використовувати для моделювання попиту на електрику, охолодження, опалення та технологічне тепло, — EnergyPLAN від Ольборзького університету(інші мови) в Данії. Інструмент планування мережі з відкритим кодом OnSSET(інші мови) було розгорнуто для дослідження мікромереж за допомогою трирівневого аналізу, починаючи з архетипів поселень (на прикладі Болівії)[78].

Релейний захист

Релейний захист у мікромережах має враховувати особливості мікромереж, і методи, застосовні у великих енергосистемах, не застосовні у мікромережах. Особливостями, які слід враховувати, є[79]:

Для мікромереж оптимальною вважається адаптивна схема релейного захисту на основі мікропроцесорних реле захисту з розвиненими комунікаціями між ними[81].

Внаслідок під'єднання мікромереж з розподіленими джерелами живлення у великих енергосистемах можуть виникати зони, в яких коротке замикання не може бути виявлене наявними реле захисту, тому налаштування дистанційного захисту повинні бути уважно перевірені, а імпеданси ліній — виміряні або перераховані з урахуванням наявності розподіленої генерації. Іншою проблемою можуть бути хибні спрацьовування при використанні ненаправленого реле максимального струмового захисту, для захисту від яких повинні використовуватись направлені реле максимального струмового захисту[81].

Все зазначене ускладнює та здорожчує релейний захист, вартість якого може досягати 10 % від загальних капіталовкладень[82]:66.

Економіка

З економічного погляду фізична або юридична особа, яка експлуатує мікромережу, є активним споживачем або просюмером(інші мови). На відміну від звичайного споживача, просюмер не тільки споживає енергію, але може приносити додану вартість ринку коштом:

  • зменшення власного споживання у моменти пікового навантаження;
  • надання допоміжних послуг(інші мови) оператору енергосистеми або іншим споживачам;
  • продажу надлишків власної електроенергії;
  • надання послуг накопичення електроенергії[82]:12;
  • зменшення витрат інших споживачів внаслідок покращення надійності електропостачання[83].

З погляду розрахунків між власником мікромережі та оператором енергосистеми використовується модель розрахунків Net metering(інші мови) (або Net billing), за якою розрахунок між сторонами здійснюється в грошовій формі. Якщо власник мікромережі поставив більше енергії, ніж спожив, то цей надлишок переноситься на наступний місяць. В Україні така модель запроваджена Законом про внесення змін до деяких законів України щодо відновлення та зеленої трансформації енергетичної системи України[84].

Переваги та проблеми мікромереж

Переваги

Мікромережа здатна працювати в режимі під'єднання до мережі та в автономному режимі, а також виконувати перехід між ними. У режимі під'єднання до мережі допоміжні послуги(інші мови) можуть надаватися шляхом торгівлі між мікромережею та загальною мережею. Існують інші можливі джерела доходу[83]. В автономному режимі активна та реактивна потужність, що виробляється в мікромережі, включно з потужністю, що забезпечується установкою накопичення енергії, має бути збалансованою з вимогами місцевих навантажень. Мікромережі пропонують можливість збалансувати необхідність скорочення викидів вуглецю з продовженням надійного забезпечення електроенергією в періоди часу, коли відновлювані джерела енергії недоступні. Мікромережі також забезпечують захист від суворих погодних умов і стихійних лих, оскільки вони не мають великих активів і довгих повітряних ліній електропередач та іншої електричної інфраструктури, яку необхідно підтримувати або ремонтувати після таких подій[60][65].

Мікромережа може переходити між режимами під'єднання та автономної роботи через планове технічне обслуговування, погіршення якості електроенергії або дефіцит у головній мережі, збої в локальній мережі або з економічних причин[65][85]. За допомогою змін потоку енергії через компоненти мікромережі полегшують інтеграцію відновлюваних джерел енергії, таких як фотоелектричні, вітрові та паливні елементи, не вимагаючи перепроєктування національної системи розподілу[85][86][69]. Також в систему управління енергією мікромережі можуть бути включені сучасні методи оптимізації для підвищення ефективності, економічності та стійкості[60][87][69][88].

Виклики

Мікромережі та інтеграція блоків розподілених енергетичних ресурсів (DER) створюють низку операційних проблем, які необхідно вирішити при проєктуванні систем керування та захисту, щоб гарантувати, що поточні рівні надійності не зазнають значного впливу, а потенційні переваги блоків розподіленої генерації повністю використані. Деякі з проблем виникають через припущення, що зазвичай застосовуються до звичайних систем розподілу, які більше не є дійсними, тоді як інші є результатом проблем стабільності, що раніше спостерігалися лише на рівні системи передачі[65]. Найважливіші проблеми захисту та контролю мікромереж включають:

  • Двонаправлені потоки електроенергії. Наявність блоків розподіленої генерації у мережі на низьких рівнях напруги може спричинити зворотні потоки потужності, що може призвести до ускладнень у координації захисту, небажаних моделей потоків потужності, розподілу струму пошкодження та керування напругою[65].
  • Питання стабільності. Взаємодія між системою керування блоками розподіленої генерації може створювати локальні коливання, що потребує ретельного аналізу стабільності невеликих збурень. Крім того, перехідні процеси між режимом під'єднання до загальної мережі та автономним режимами роботи в мікромережі можуть створити перехідну нестабільність[71][65]. Інтерфейс мікромережі постійного струму може призвести до значно простішої структури керування, більш ефективного розподілу енергії та більшої пропускної здатності по струму для тих самих номіналів лінії[89][90].
  • Моделювання. Багато характеристик традиційних схем, таких як поширеність трифазних збалансованих умов, насамперед індуктивних ліній електропередачі та навантажень постійної потужності, не обов'язково справедливі для мікромереж, і, отже, моделі потребують перегляду[65].
  • Низька інерція. Мікромережі демонструють характеристику низької інерції, що відрізняє їх від масових енергетичних систем, де велика кількість синхронних генераторів забезпечує відносно велику інерцію. Це явище є більш очевидним, якщо в мікромережі є значна частка блоків розподіленої генерації з електронним інтерфейсом. Низька інерційність системи може призвести до серйозних відхилень частоти в режимі роботи в острівному режимі, якщо не реалізовано належний механізм керування[65]. Синхронні генератори працюють на тій же частоті, що й мережа, таким чином забезпечуючи природний ефект демпфування раптових коливань частоти. Синхронвертери — це інвертори, які імітують синхронні генератори для забезпечення регулювання частоти. Інші опції включають керування накопиченням енергії акумулятора або маховика для балансування частоти[91].
  • Невизначеність. Робота мікромереж передбачає вирішення значної невизначеності, на якій ґрунтується економічна та надійна робота мікромереж. Профіль навантаження та погода є двома факторами невизначеності, які ускладнюють координацію в ізольованих мікромережах, де критичний баланс попиту та пропозиції та зазвичай вища частота відмов компонентів вимагають вирішення сильно пов'язаної проблеми протягом тривалого періоду. Ця невизначеність вища, ніж у системах масового електропостачання, через зменшену кількість навантажень і сильно корельовані варіації доступних енергетичних ресурсів (ефект усереднення набагато обмеженіший)[65].

Приклади

Хаджа і Лахдж, Ємен

У проєкті ПРООН «Підвищення стійкості сільської місцевості в Ємені» (ERRY) використовуються сонячні мікромережі, що належать громаді. Проєкт реалізовано у трьох громадах у зоні конфлікту в Хадджі та Лахджі. Це скорочує витрати на електроенергію лише до 2 центів на годину (тоді як електроенергія, вироблена дизельним генератором, коштує 42 центи на годину). У 2020 році проєкт отримав нагороду Ashden Awards(інші мови) за гуманітарну енергетику[92].

Л'Іль-д'Є

Дворічна пілотна програма під назвою Harmon'Yeu була започаткована навесні 2020 року, щоб об'єднати 23 будинки в селі Кер-Пісо (фр. Ker Pissot) муніципалітету Л'Іль-д'Є та прилеглих районах мікромережею, яка була автоматизована як розумна мережа за допомогою програмного забезпечення від Engie. Шістдесят чотири сонячні панелі з піковою потужністю 23,7 кВт встановлені на п'яти будинках, та на один будинок встановлено акумуляторну батарею місткістю 15 кВт*год. Шість будинків накопичують надлишок сонячної енергії у своїх водонагрівачах. Динамічна система розподіляє енергію, що надається сонячними батареями та накопичується в батареї та водонагрівачах, на систему з 23 будинків. Програмне забезпечення розумної електромережі динамічно оновлює подачу та попит на енергію з 5-хвилинними інтервалами, вирішуючи, чи отримувати енергію від батареї, чи панелей, а також коли зберігати її в водонагрівачах. Ця пілотна програма була першим таким проєктом у Франції[93][94].

Мпекетоні, Кенія

У сільській місцевості Кенії поблизу Мпекетоні(інші мови) був створений проєкт Mpeketoni Electricity Project, мікромережева система, що працює на дизельному пальному. Завдяки встановленню цих мікромереж містечко Мпекетоні значно розширило свою інфраструктуру. Показано, що доступ до електроенергії дозволяє використовувати електрообладнання та інструменти малим та мікропідприємствам, що призводить до значного підвищення продуктивності праці на одного працівника (на 100–200% залежно від поставленого завдання) та відповідного зростання рівня доходів на 20–70% залежно від виробленого продукту[95].

Див. також

Примітки

  1. ↑ ІНФОРМАЦІЙНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ, НАДІЙНОСТІ ТА СТІЙКОСТІ МІКРОГРІД: ОЦІНКА ТА УПРАВЛІННЯ НА ОСНОВІ ЕКСПЕРТНИХ СУДЖЕНЬ ТА НЕЧІТКОЇ ЛОГІКИ - Наукові конференції. www.konferenciaonline.org.ua. Процитовано 26 березня 2025.
  2. ↑ Пічкальов, Е. С.; Терещенко, Т. О.; Ямненко, Ю. С. (2011). Економічний аспект споживання електроенергії в енергетичній системі мікрогрід (укр.). Процитовано 26 березня 2025.
  3. ↑ а б в Hu, J.; Lanzon, A. (2019). Distributed finite-time consensus control for heterogeneous battery energy storage systems in droop-controlled microgrids. IEEE Transactions on Smart Grid. 10 (5): 4751—4761. doi:10.1109/TSG.2018.2868112.
  4. ↑ а б microgrid. Electropedia. International Electrotechnical Commission. 15 грудня 2017. group of interconnected loads and distributed energy resources with defined electrical boundaries forming a local electric power system at distribution voltage levels, that acts as a single controllable entity and is able to operate in either grid-connected or island mode
  5. ↑ а б в isolated microgrid. Electropedia. International Electrotechnical Commission. 15 грудня 2017. group of interconnected loads and distributed energy resources with defined electrical boundaries forming a local electric power system at distribution voltage levels, that cannot be connected to a wider electric power system
  6. ↑ а б Burmester, Daniel; Rayudu, Ramesh; Seah, Winston; Akinyele, Daniel (January 2017). A review of nanogrid topologies and technologies. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 67: 760—775. Bibcode:2017RSERv..67..760B. doi:10.1016/j.rser.2016.09.073. ISSN 1364-0321.
  7. ↑ а б Hu, J.; Bhowmick, P. (2020). A consensus-based robust secondary voltage and frequency control scheme for islanded microgrids. International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 116: 105575. Bibcode:2020IJEPE.11605575H. doi:10.1016/j.ijepes.2019.105575.
  8. ↑ Термін: острівний режим мікромережі. УКРЕНЕРГО.
  9. ↑ Features and Benefits - Microgrids. www.districtenergy.org. Процитовано 28 червня 2018.
  10. ↑ а б Galvin, Robert; Yeager, Kurt E.; Stuller, Jay; Yeager, Kurt E. (2009). Perfect power: how the microgrid revolution will unleash cleaner, greener, more abundant energy (PDF). New York, NY: McGraw-Hill. с. 8. ISBN 978-0-07-154882-3.
  11. ↑ Roosa, Stephen A. Fundamentals of Microgrids. Chapter 3 The Roots of Microgrids.
  12. ↑ Фатеев, Е. М. (1948). Ветродвигатели и ветроустановки (рос.). ОГИЗ-СЕЛЬХОЗГИЗ. с. 481—482, 487.
  13. ↑ Electricity Restructuring Background: The Public Utility Regulatory Policies Act of 1978 & the Energy Policy Act of 1992 (англ.). 1998-05.
  14. ↑ Public Utility Regulatory Policy Act | Union of Concerned Scientists. www.ucs.org (англ.). Процитовано 29 квітня 2025.
  15. ↑ Charo, R. Alta; Stearns, Lisa R.; Mallory, Karen L. (1986). Alternative Energy Power Production: The Impact of the Public Utility Regulatory Policy Act. Columbia Journal of Environmental Law. 11: 447.
  16. ↑ Lee, Chartier, Sabrina; Kumar, Venkiteswaran, Vinod; S., Rangarajan, Shriram; Randolph, Collins, Edward; Tomonobu, Senjyu, (2022-01). Microgrid Emergence, Integration, and Influence on the Future Energy Generation Equilibrium - A Review. Electronics (англ.). 11 (5). doi:10.3390/electronic. ISSN 2079-9292. Архів оригіналу за 10 липня 2024.{{cite journal}}: Обслуговування CS1: Сторінки з посиланнями на джерела із зайвою пунктуацією (посилання) Обслуговування CS1: Сторінки із непозначеним DOI з безкоштовним доступом (посилання)
  17. ↑ а б Li, Fusheng; Li, Ruisheng; Zhou, Fengquan (2016). Microgrid technology and engineering application (PDF). London, UK ; San Diego, CA, USA: Academic Press is an imprint of Elsevier. с. 1—2. ISBN 978-0-12-803598-6.
  18. ↑ а б Lasseter, R.H.; Paigi, P. (2004). Microgrid: a conceptual solution. IEEE: 4285—4290. doi:10.1109/PESC.2004.1354758. ISBN 978-0-7803-8399-9.
  19. ↑ Василенко, С. М.; Шестеренко, В. Є.; Ізволенський, І. Є. (2018). Перша в Україні система розосередженої генерації на базі ТЕЦ цукрового заводу. Цукор України (5-6): 22—27. ISSN 2219-8261.
  20. ↑ а б Що таке енергетичні мікромережі та як вони можуть допомогти подолати наслідки обстрілів. texty.org.ua (укр.). 2024. Процитовано 12 квітня 2025.
  21. ↑ Energy & Environmental Resources Group, ред. (30 серпня 2011). DOE Microgrid Workshop Report (PDF). Office of Electricity Delivery and Energy Reliability.
  22. ↑ Ton, Dan T.; Smith, Merrill A. (October 2012). The U.S. Department of Energy's Microgrid Initiative. The Electricity Journal. 25 (8): 84—94. Bibcode:2012ElecJ..25h..84T. doi:10.1016/j.tej.2012.09.013.
  23. ↑ Microgrids & Vehicle-Grid Integration | Grid Integration Group. gridintegration.lbl.gov. Процитовано 26 березня 2025.
  24. ↑ Hatziargyriou, Nikos (2014). Microgrids Architectures and Control. John Wiley and Sons Ltd. с. 4. ISBN 978-1-118-72068-4.
  25. ↑ Ghiasi, Narges S.; Hadidi, Ramtin; Sadegh Ghiasi, Seyyed Mohammad; Ghaseminejad Liasi, Sahand (2023-03). A Hybrid Controller With Hierarchical Architecture for Microgrid to Share Power in an Islanded Mode. IEEE Transactions on Industry Applications. Т. 59, № 2. с. 2202—2209. doi:10.1109/TIA.2022.3218273. ISSN 0093-9994. Процитовано 26 березня 2025.
  26. ↑ а б Wood, Elisa (13 березня 2023). What is a Microgrid?. Microgrid Knowledge (англ.). Процитовано 22 жовтня 2024.
  27. ↑ Про ринок електричної енергії. Офіційний вебпортал парламенту України (укр.). Процитовано 12 квітня 2025.
  28. ↑ ESMAP Global Facility on Mini Grids: Scaling Up Mini Grid Markets to Provide Electricity to Half a Billion People by 2030. World Bank (англ.). Процитовано 3 вересня 2022.
  29. ↑ а б в г Ernie Hayden. Introduction to Microgrids (PDF). Архів оригіналу (PDF) за 19 лютого 2018. Процитовано 20 червня 2016.
  30. ↑ Saleh, Mahmoud; Esa, Yusef; Mhandi, Yassine; Brandauer, Werner; Mohamed, Ahmed (2016). Design and implementation of CCNY DC microgrid testbed. 2016 IEEE Industry Applications Society Annual Meeting. с. 1—7. doi:10.1109/IAS.2016.7731870. ISBN 978-1-4799-8397-1.
  31. ↑ Thomson, Greg (2018). The Sonoma Community Microgrid Initiative (PDF). Clean Coalition.
  32. ↑ Chandrasena, Ruwan P.S.; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam; Rajakaruna, Sumedha (6 серпня 2015). Dynamic operation and control of a hybrid nanogrid system for future community houses. IET Generation, Transmission & Distribution. 9 (11): 1168—1178. doi:10.1049/iet-gtd.2014.0462.
  33. ↑ а б Design and Analyze Micro-Grids.
  34. ↑ Ali, Liaqat; Shahnia, Farhad (June 2017). Determination of an economically-suitable and sustainable standalone power system for an off-grid town in Western Australia. Renewable Energy. 106: 243—254. Bibcode:2017REne..106..243A. doi:10.1016/j.renene.2016.12.088.
  35. ↑ Shahnia, Farhad; Moghbel, Moayed; Arefi, Ali; Shafiullah, G. M.; Anda, Martin; Vahidnia, Arash (2017). Levelized cost of energy and cash flow for a hybrid solar-wind-diesel microgrid on Rottnest island. 2017 Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC). с. 1—6. doi:10.1109/aupec.2017.8282413. ISBN 9781538626474.
  36. ↑ Greacen, Chris (22 вересня 2020). INTEGRATING MINI GRIDS INTO NATIONAL GRIDS: TECHNICAL AND ORGANIZATIONAL ASPECTS | Nautilus Institute for Security and Sustainability. nautilus.org (амер.). Процитовано 1 листопада 2022.
  37. ↑ Pashajavid, Ehsan; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam (2015). Development of a Self-Healing Strategy to Enhance the Overloading Resilience of Islanded Microgrids. IEEE Transactions on Smart Grid: 1. doi:10.1109/tsg.2015.2477601.
  38. ↑ Pashajavid, Ehsan; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam (5 січня 2017). Provisional internal and external power exchange to support remote sustainable microgrids in the course of power deficiency. IET Generation, Transmission & Distribution. 11 (1): 246—260. doi:10.1049/iet-gtd.2016.0897.
  39. ↑ Pashajavid, Ehsan; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam (2015). Overload management of autonomous microgrids. 2015 IEEE 11th International Conference on Power Electronics and Drive Systems. с. 73—78. doi:10.1109/peds.2015.7203515. ISBN 9781479944026.
  40. ↑ Pashajavid, Ehsan; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam (2015). Overloading conditions management in remote networks by coupling neighboring microgrids. 2015 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC). с. 1—6. doi:10.1109/upec.2015.7339874. ISBN 9781467396820.
  41. ↑ Shahnia, Farhad; Bourbour, Soheil (September 2017). A practical and intelligent technique for coupling multiple neighboring microgrids at the synchronization stage. Sustainable Energy, Grids and Networks. 11: 13—25. Bibcode:2017SEGN...11...13S. doi:10.1016/j.segan.2017.06.002.
  42. ↑ Susanto, Julius; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam; Rajakaruna, Sumehda (2014). Interconnected microgrids via back-to-back converters for dynamic frequency support. 2014 Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC). с. 1—6. doi:10.1109/aupec.2014.6966616. ISBN 9780646923758.
  43. ↑ Arefi, Ali; Shahnia, Farhad (2018). Tertiary Controller-Based Optimal Voltage and Frequency Management Technique for Multi-Microgrid Systems of Large Remote Towns. IEEE Transactions on Smart Grid. 9 (6): 5962—5974. doi:10.1109/tsg.2017.2700054.
  44. ↑ Shahnia, Farhad; Bourbour, Soheil; Ghosh, Arindam (2015). Coupling Neighboring Microgrids for Overload Management Based on Dynamic Multicriteria Decision-Making. IEEE Transactions on Smart Grid: 1. doi:10.1109/tsg.2015.2477845.
  45. ↑ Clean, relaible, grid electricity is possible! Solar powered microgrids, community-led development, and feminist electrification. EarthSpark International (англ.). Процитовано 1 листопада 2022.
  46. ↑ Benchmarking Africa's Minigrids Report 2022 - amda. African Minigrid Developers Association (AMDA) (брит.). 1 липня 2022. Процитовано 1 листопада 2022.
  47. ↑ The Bold Declaration. EarthSpark International (англ.). Процитовано 1 листопада 2022.
  48. ↑ Emily W. Prehoda; Chelsea Schelly; Joshua M. Pearce (2017). U.S. Strategic Solar Photovoltaic-Powered Microgrid Deployment for Enhanced National Security. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 78: 167—175. Bibcode:2017RSERv..78..167P. doi:10.1016/j.rser.2017.04.094. Процитовано 23 травня 2017.
  49. ↑ а б Guarnieri, Massimo; Bovo, Angelo; Giovannelli, Antonio; Mattavelli, Paolo (2018). A Real Multitechnology Microgrid in Venice: A Design Review. IEEE Industrial Electronics Magazine. 12 (3): 19—31. doi:10.1109/MIE.2018.2855735. {{cite journal}}: |hdl-access= вимагає |hdl= (довідка)
  50. ↑ Shah, Kunal K.; George, Dane; Swan, Lukas; Pearce, Joshua M. (2021). Performance and analysis of retail store-centered microgrids with solar photovoltaic parking lot, cogeneration, and battery-based hybrid systems. Engineering Reports (англ.). 3 (11). doi:10.1002/eng2.12418. ISSN 2577-8196.
  51. ↑ Hybrid-renewable energy systems in microgrids : integration, developments and control. [Place of publication not identified]. 2018. ISBN 978-0-08-102494-2. OCLC 1038716456.
  52. ↑ General Energy Institute of NAS of Ukraine, 172, Antonovycha St., 03150, Kyiv, Ukraine; Kostenko, Ganna; Zaporozhets, Artur; General Energy Institute of NAS of Ukraine, 172, Antonovycha St., 03150, Kyiv, Ukraine; State Institution “Center for evaluation of activity of research institutions and scientific support of regional development of Ukraine of NAS of Ukraine”, 54, Volodymyrska St., 01030, Kyiv, Ukraine (25 серпня 2023). Enhancing of the power system resilience through the application of micro power systems (microgrid) with renewable distributed generation. System Research in Energy. 2023 (3): 25—38. doi:10.15407/srenergy2023.03.025.
  53. ↑ Institute of Electrodynamics of the National Academy of Sciences of Ukraine, pr. Peremohy, 56, Kyiv, 03057, Ukraine; Zharkin, A.; Palachov, S.; Institute of Electrodynamics of the National Academy of Sciences of Ukraine, pr. Peremohy, 56, Kyiv, 03057, Ukraine; Popov, V.; National Technical University of Ukraine «I. Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», pr. Peremohy, 37, Kyiv, 03056, Ukraine; Tkachenko, V.; National Technical University of Ukraine «I. Sikorsky Kyiv Polytechnic Institute», pr. Peremohy, 37, Kyiv, 03056, Ukraine; Frolov, I. (28 листопада 2022). GENERAL REQUIREMENTS FOR THE CONSTRUCTION AND OPERATION OF HYBRID MICROGRIDS IN DISTRIBUTION NETWORKS. Praci Institutu elektrodinamiki Nacionalanoi akademii nauk Ukraini. 2022 (63): 13—21. doi:10.15407/publishing2022.63.013.
  54. ↑ Kaplun, Viktor; Osypenko, Volodymyr (2020-05). Energy Efficiency Analyses in Polygeneration Microgrids with Renewable Sources. IEEE: 139—143. doi:10.1109/ESS50319.2020.9160346. ISBN 978-1-7281-9787-6.
  55. ↑ а б Ostapchuk, O.; Shevchenko, I. (30 грудня 2022). ВИКОРИСТАННЯ ГІБРІДНИХ СИСТЕМ НА ОСНОВІ ВІДНОВЛЮВАНИХ ДЖЕРЕЛ В МІКРОМЕРЕЖІ: ОГЛЯД. Vidnovluvana energetika (укр.) (4(71)): 9—25. doi:10.36296/1819-8058.2022.4(71).9-25. ISSN 2664-8172.
  56. ↑ Gouveia, Clara Sofia; Moreira, J.; Moreira, Carlos; Lopes, João Peças (2013). Coordinating Storage and Demand Response for Microgrid Emergency Operation.
  57. ↑ Hosseinimehr, Tahoura; Ghosh, Arindam; Shahnia, Farhad (May 2017). Cooperative control of battery energy storage systems in microgrids. International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 87: 109—120. Bibcode:2017IJEPE..87..109H. doi:10.1016/j.ijepes.2016.12.003.
  58. ↑ Alexis Kwasinki. Grid-Microgrids Interconnection. Процитовано 20 червня 2016.
  59. ↑ Про затвердження Кодексу системи передачі. Офіційний вебпортал парламенту України (укр.). Процитовано 12 квітня 2025.
  60. ↑ а б в г Saleh, Mahmoud; Esa, Yusef; Mohamed, Ahmed A. (2019). Communication-Based Control for DC Microgrids. IEEE Transactions on Smart Grid. 10 (2): 2180—2195. doi:10.1109/TSG.2018.2791361.
  61. ↑ Saleh, Mahmoud; Esa, Yusef; Mohamed, Ahmed (2017). Hardware based testing of communication based control for DC microgrid. 2017 IEEE 6th International Conference on Renewable Energy Research and Applications (ICRERA). с. 902—907. doi:10.1109/ICRERA.2017.8191190. ISBN 978-1-5386-2095-3.
  62. ↑ Pashajavid, Ehsan; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam (2015). A decentralized strategy to remedy the power deficiency in remote area microgrids. 2015 50th International Universities Power Engineering Conference (UPEC). с. 1—6. doi:10.1109/upec.2015.7339865. ISBN 9781467396820.
  63. ↑ M. D. Ilić; S. X. Liu (1996). Hierarchical Power Systems Control: Its Value in a Changing Industry (Advances in Industrial Control). London: Springer.
  64. ↑ Braitor, Andrei-Constantin (2022). Advanced Hierarchical Control and Stability Analysis of DC Microgrids. Cham: Springer. ISBN 978-3-030-95414-7.
  65. ↑ а б в г д е ж и к Olivares, Daniel E.; Mehrizi-Sani, Ali; Etemadi, Amir H.; Canizares, Claudio A.; Iravani, Reza; Kazerani, Mehrdad; Hajimiragha, Amir H.; Gomis-Bellmunt, Oriol; Saeedifard, Maryam (2014). Trends in Microgrid Control. IEEE Transactions on Smart Grid. 5 (4): 1905—1919. doi:10.1109/TSG.2013.2295514.
  66. ↑ Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam; Rajakaruna, Sumedha; Chandrasena, Ruwan P.S. (1 лютого 2014). Primary control level of parallel distributed energy resources converters in system of multiple interconnected autonomous microgrids within self-healing networks. IET Generation, Transmission & Distribution. 8 (2): 203—222. doi:10.1049/iet-gtd.2013.0126.
  67. ↑ а б в Bidram, Ali; Davoudi, Ali (2012). Hierarchical Structure of Microgrids Control System. IEEE Transactions on Smart Grid. 3 (4): 1963—1976. doi:10.1109/TSG.2012.2197425.
  68. ↑ Chandrasena, Ruwan P.S.; Shahnia, Farhad; Ghosh, Arindam; Rajakaruna, Sumedha (2014). Secondary control in microgrids for dynamic power sharing and voltage/Frequency adjustment. 2014 Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC). с. 1—8. doi:10.1109/aupec.2014.6966619. ISBN 9780646923758.
  69. ↑ а б в Jin, Ming; Feng, Wei; Liu, Ping; Marnay, Chris; Spanos, Costas (1 лютого 2017). MOD-DR: Microgrid optimal dispatch with demand response. Applied Energy. 187: 758—776. Bibcode:2017ApEn..187..758J. doi:10.1016/j.apenergy.2016.11.093.
  70. ↑ François-Lavet, Vincent; Taralla, David; Ernst, Damien; Fonteneau, Raphael. Deep reinforcement learning solutions for energy microgrids management. European Workshop on Reinforcement Learning (EWRL 2016).
  71. ↑ а б Saleh, Mahmoud S.; Althaibani, Ammar; Esa, Yusef; Mhandi, Yassine; Mohamed, Ahmed A. (2015). Impact of clustering microgrids on their stability and resilience during blackouts. 2015 International Conference on Smart Grid and Clean Energy Technologies (ICSGCE). с. 195—200. doi:10.1109/ICSGCE.2015.7454295. ISBN 978-1-4673-8732-3.
  72. ↑ Pouraltafi-kheljan, Soheil; Ugur, Mesut; Bozulu, Efecan; Çalişkan, Bahadir Can; Keysan, Ozan; Gol, Murat (5 листопада 2021). Centralized Microgrid Control System in Compliance with IEEE 2030.7 Standard Based on an Advanced Field Unit. Energies (англ.). 14 (21): 7381. doi:10.3390/en14217381. ISSN 1996-1073.{{cite journal}}: Обслуговування CS1: Сторінки із непозначеним DOI з безкоштовним доступом (посилання)
  73. ↑ а б в Danley, Douglas R. (NOVEMBER 2019). Defining a Microgrid Using IEEE 2030.7 (PDF) (англ.). Процитовано 12 квітня 2025.
  74. ↑ Furst, Jonathan; Gawinowski, Nik; Buttrich, Sebastian; Bonnet, Philippe (2013). COSMGrid: Configurable, off-the-shelf micro grid. 2013 IEEE Global Humanitarian Technology Conference (GHTC). с. 96—101. doi:10.1109/GHTC.2013.6713662. ISBN 978-1-4799-2402-8.
  75. ↑ Stadler, Michael (2018). A flexible low cost PV/EV microgrid controller concept based on a Raspberry Pi (PDF). Center for Energy and innovative Technologies.
  76. ↑ Sadat, Seyyed Ali. Solar Alone Multi-objective Advisor (SAMA). Appropedia, the sustainability wiki (англ.). Процитовано 26 квітня 2024.
  77. ↑ Ali Sadat, Seyyed; Takahashi, Jonathan; Pearce, Joshua M. (December 2023). A Free and open-source microgrid optimization tool: SAMA the solar alone Multi-Objective Advisor. Energy Conversion and Management. 298: 117686. Bibcode:2023ECM...29817686A. doi:10.1016/j.enconman.2023.117686. ISSN 0196-8904.
  78. ↑ Peña Balderrama, JG; Balderrama Subieta, S; Lombardi, Francesco; Stevanato, N; Sahlberg, A; Howells, Mark; Colombo, E; Quoilin, Sylvain (1 червня 2020). Incorporating high-resolution demand and techno-economic optimization to evaluate micro-grids into the Open Source Spatial Electrification Tool (OnSSET). Energy for Sustainable Development. 56: 98—118. Bibcode:2020ESusD..56...98P. doi:10.1016/j.esd.2020.02.009. ISSN 0973-0826. Процитовано 19 лютого 2021. {{cite journal}}: |hdl-access= вимагає |hdl= (довідка) публікація знаходиться у відкритому доступі
  79. ↑ а б в г Brearley, Belwin J.; Prabu, R. Raja (1 січня 2017). A review on issues and approaches for microgrid protection. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 67: 988—997. doi:10.1016/j.rser.2016.09.047. ISSN 1364-0321.
  80. ↑ а б Uzair, Muhammad; Li, Li; Eskandari, Mohsen; Hossain, Jahangir; Zhu, Jian Guo (1 травня 2023). Challenges, advances and future trends in AC microgrid protection: With a focus on intelligent learning methods. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 178: 113228. doi:10.1016/j.rser.2023.113228. ISSN 1364-0321.
  81. ↑ а б Sahebkar Farkhani, Jalal; Zareein, Mohammad; Najafi, Arsalan; Melicio, Rui; Rodrigues, Eduardo M. G. (21 листопада 2020). The Power System and Microgrid Protection—A Review. Applied Sciences (англ.). 10 (22): 8271. doi:10.3390/app10228271. ISSN 2076-3417. Архів оригіналу за 15 грудня 2024.{{cite journal}}: Обслуговування CS1: Сторінки із непозначеним DOI з безкоштовним доступом (посилання)
  82. ↑ а б Денисюк, Сергій Петрович; Базюк, Тарас Миколайович; Федосенко, Микола Миколайович; Ярмолюк, Олена Сергіївна (2017). Системи електропостачання з активним споживачем: моделі та режими (укр.). Аверс. ISBN 978-966-8777-18-9.
  83. ↑ а б Stadler, Michael; Cardoso, Gonçalo; Mashayekh, Salman; Forget, Thibault; DeForest, Nicholas; Agarwal, Ankit; Schönbein, Anna (2016). Value streams in microgrids: A literature review. Applied Energy. 162: 980—989. Bibcode:2016ApEn..162..980S. doi:10.1016/j.apenergy.2015.10.081.
  84. ↑ Net billing: коли запрацює механізм самовиробництва електроенергії | Українська Енергетика. ua-energy.org (укр.). Процитовано 19 квітня 2025.
  85. ↑ а б A. A. Salam, A. Mohamed and M. A. Hannan (2008). Technical challenges on Microgrids. ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences. 3: 64.
  86. ↑ F.D Kanellos; A.I. Tsouchnikas; N.D. Hatziargyriou. (June 2005). Microgrid Simulation during Grid Connected and Islanded Modes of Operation. Proc. of the Canada International Conference on Power System Transient (IPTS'05). 113: 19—23.
  87. ↑ Tenti, Paolo; Caldognetto, Tommaso (2019). On Microgrid Evolution to Local Area Energy Network (E-LAN). IEEE Transactions on Smart Grid. 10 (2): 1567—1576. doi:10.1109/TSG.2017.2772327.
  88. ↑ Mashayekh, Salman; Stadler, Michael; Cardoso, Gonçalo; Heleno, Miguel (2017). A mixed integer linear programming approach for optimal DER portfolio, sizing, and placement in multi-energy microgrids. Applied Energy. 187: 154—168. Bibcode:2017ApEn..187..154M. doi:10.1016/j.apenergy.2016.11.020.
  89. ↑ Dragicevic, Tomislav; Lu, Xiaonan; Vasquez, Juan; Guerrero, Josep (2015). DC Microgrids–Part I: A Review of Control Strategies and Stabilization Techniques (PDF). IEEE Transactions on Power Electronics: 1. doi:10.1109/TPEL.2015.2478859.
  90. ↑ Dragicevic, Tomislav; Lu, Xiaonan; Vasquez, Juan C.; Guerrero, Josep M. (2016). DC Microgrids—Part II: A Review of Power Architectures, Applications, and Standardization Issues. IEEE Transactions on Power Electronics. 31 (5): 3528—3549. Bibcode:2016ITPE...31.3528D. doi:10.1109/TPEL.2015.2464277.
  91. ↑ Kim, Yun-Su; Kim, Eung-Sang; Moon, Seung-Il (2016). Frequency and Voltage Control Strategy of Standalone Microgrids with High Penetration of Intermittent Renewable Generation Systems. IEEE Transactions on Power Systems. 31 (1): 718—728. Bibcode:2016ITPSy..31..718K. doi:10.1109/TPWRS.2015.2407392.
  92. ↑ Success Stories-Solar Micro-Grid Project Hajjah and Lahj. Water Resilience (англ.). Процитовано 12 квітня 2025.
  93. ↑ Joel Spaes (3 липня 2020). Harmon'Yeu, première communauté énergétique à l'Île d'Yeu, signée Engie. www.pv-magazine.fr. Процитовано 27 січня 2021.
  94. ↑ Nabil Wakim (16 грудня 2020). A L'Ile-d'Yeu, soleil pour tous… ou presque. www.lemonde.fr. Процитовано 27 січня 2021.
  95. ↑ Kirubi, Charles; Jacobson, Arne; Kammen, Daniel M.; Mills, Andrew (1 липня 2009). Community-Based Electric Micro-Grids Can Contribute to Rural Development: Evidence from Kenya. World Development. 37 (7): 1208—1221. doi:10.1016/j.worlddev.2008.11.005. ISSN 0305-750X.

Джерела
Index: pl ar de en es fr it arz nl ja pt ceb sv uk vi war zh ru af ast az bg zh-min-nan bn be ca cs cy da et el eo eu fa gl ko hi hr id he ka la lv lt hu mk ms min no nn ce uz kk ro simple sk sl sr sh fi ta tt th tg azb tr ur zh-yue hy my ace als am an hyw ban bjn map-bms ba be-tarask bcl bpy bar bs br cv nv eml hif fo fy ga gd gu hak ha hsb io ig ilo ia ie os is jv kn ht ku ckb ky mrj lb lij li lmo mai mg ml zh-classical mr xmf mzn cdo mn nap new ne frr oc mhr or as pa pnb ps pms nds crh qu sa sah sco sq scn si sd szl su sw tl shn te bug vec vo wa wuu yi yo diq bat-smg zu lad kbd ang smn ab roa-rup frp arc gn av ay bh bi bo bxr cbk-zam co za dag ary se pdc dv dsb myv ext fur gv gag inh ki glk gan guw xal haw rw kbp pam csb kw km kv koi kg gom ks gcr lo lbe ltg lez nia ln jbo lg mt mi tw mwl mdf mnw nqo fj nah na nds-nl nrm nov om pi pag pap pfl pcd krc kaa ksh rm rue sm sat sc trv stq nso sn cu so srn kab roa-tara tet tpi to chr tum tk tyv udm ug vep fiu-vro vls wo xh zea ty ak bm ch ny ee ff got iu ik kl mad cr pih ami pwn pnt dz rmy rn sg st tn ss ti din chy ts kcg ve
Prefix: a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w x y z 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Portal di Ensiklopedia Dunia

Portal : Agama
Agama
Portal : Bahasa
Bahasa
Portal : Biografi
Biografi
Portal : Budaya
Budaya
Portal : Ekonomi
Ekonomi
Portal : Elektronika
Elektronika
Portal : Film
Film
Portal : Filsafat
Filsafat
Portal : Geografi
Geografi
Portal : Indonesia
Indonesia
Portal : Ilmu
Ilmu
Portal : Lingkungan
Lingkungan
Portal : Masyarakat
Masyarakat
Portal : Matematika
Matematika
Portal : Militer
Militer
Portal : Mitologi
Mitologi
Portal : Musik
Musik
Portal : Olahraga
Olahraga
Portal : Pendidikan
Pendidikan
Portal : Politik
Politik
Portal : Sastra
Sastra
Portal : Sejarah
Sejarah
Portal : Seni
Seni
Portal : Teknologi
Teknologi

Kembali kehalaman sebelumnya